Добавить в коллекции Добавить в сохраненное
  1. Естественные науки
  2. Науки о Земле
  3. Петрология

породы-коллекторы нефти и газа и их изучение

реклама 
А.
А.
ХАНИН
ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ
НЕФТИ И ГАЗА
И ИХ ИЗУЧЕНИЕ
ИЗДАТЕЛЬСТВО « Н Е Д Р А »
Москва 1969
У Д К
553.98(01)
Породы-коллекторы нефти и г а з а и и х изучение. Х А Н И Н А. А.
Издательство «Недра», 1969 г., стр. 368.
В первой части к н и г и освещены теоретические и методические
вопросы, связанные с характеристикой и оценкой пористости,
проницаемости и насыщенности пустотного пространства ж и д к о ­
стью и газом. Особое внимание уделено видам воды в поровом
пространстве п р о д у к т и в н ы х пород, теории образования адсорб­
ционных слоев ж и д к о с т и , методам определения в о д о - , нефтеи газонасыщенности, фазовой проницаемости, изучению геометрии
норового пространства и связи проницаемости с последней.
Во второй части к н и г и рассмотрено развитие пород-коллекто­
ров нефти и г а з а в совокупности с тектоническим строением тер­
риторий.
Предлагаемая к н и г а рассчитана н а геологов и д р у г и х специа­
листов, изучающих породы-коллекторы нефти и газа.
Рисунков 68, таблиц 28, библиография — 351 название.
2-9-1
392-68
ПРЕДИСЛОВИЕ
Изучению пород-коллекторов нефти и газа и процессов движения
через них жидких и газообразных флюидов придается большое зна­
чение в связи с поисками, разведкой и разработкой нефтяных и газо­
вых месторождений.
Для познания процессов аккумуляции нефти и газа в ловушках
и движения этих флюидов через пустотное пространство горных пород
необходимо иметь данные о геологическом строении продуктивных
пластов, составе, характере и свойствах слагающих и перекрыва­
ющих их пород, свойствах пористой среды и жидкостей, их взаимо­
действии в статическом и динамическом состояниях и др.
Комплекс вопросов, связанных с условиями образования и харак­
теристикой пористых сред, а также движением через них пластовых
флюидов, очень широк. Это создает определенные трудности при
составлении монографии о породах-коллекторах нефти и г а з а .
Течение жидкостей и газа через пористые среды анализировалось
в ряде крупных работ М. Маскета, Л . С. Лейбензона, П. Я . Полубариновой-Кочиной, А. Э. Шейдеггера, Р . Коллинза и др. Физика
нефтяного пласта в связи с рациональной разработкой нефтяных
месторождений освещена в книгах Ф . А. Требина, П. Джонса,
К. Г. Оркина и П. К. Кучинского, Ф . И. Котяхова, С. Пирсона,
Д . Амикса, Басса и Уайтинга, А. Н. Снарского, Ш. К. Гиматудинова, М. И. Максимова и др.
Свойства природных пористых сред (коллекторов нефти и газа)
и взаимодействие их с жидкостями описаны главным образом в жур­
нальных статьях. Характеристике порового пространства осадочных
пород посвящена монография В . Энгельгардта (1960), однако и в ней
затронута только часть вопросов, отражающих сущность естествен­
ных пористых систем и их свойства.
Первая попытка рассмотреть породы-коллекторы нефти и газа
в широком плане в зависимости от условий образования, залегания
в разрезе, свойств пористых систем и насыщающих их жидких и газо­
образных флюидов была сделана нами в книге «Основы учения о по­
родах-коллекторах нефти и газа» (1965). Главной задачей при этом
было «навести мосты» между некоторыми естественными науками,
изучающими нефтяной и газовый пласты: петрографией осадочных
пород, геологией нефти и газа и физикой нефтяного (газового) пласта.
1*
3
При этом были использованы литературные источники как первых
исследователей в этой области (П. П. Авдусина, Г . И. Теодоровича
и Ф . А. Требина), так и других крупных специалистов по породамколлекторам нефти и газа (А. Г. Алиева, Д . Амикса и др., Г. A. Axмедова,
В . Г . Васильева,
Б . Ю. Вендельштейна,
Л . П. Гмид,
Т . И. Гуровой, В . Н. Дахнова, В . М. Добрынина, М. А. Жданова,
С. Л . З а к с а , С. С. Итенберга, М. К . Калинко, В . Н. Кобрановой,
Л . П. Колгиной, И. А. Конюхова, Ф . И. Котяхова, С. Пирсона,
Е . С. Ромма, С. Г, Саркисяна, Е . М. Смехова, М. А. Федоровой,
К . Р . Чепикова, А. Шейдеггера, В . Энгельгардта и др.).
В настоящей работе более широко освещены теоретические и мето­
дические вопросы, связанные с характеристикой и оценкой пори­
стости, проницаемости и насыщенности пустотного пространства
жидкостью и газом. Особое внимание уделено видам воды в поровом
пространстве продуктивных пород, теории образования адсорбцион­
ных слоев жидкости, методам определения водо-, нефте- и газонасы­
щенности, фазовой проницаемости, изучению геометрии порового
пространства и связи проницаемости с последней.
В о второй части книги приводятся примеры пород-коллекторов
нефти и газа на Русской платформе и в сопредельных с ней областях
юга СССР. Породы-коллекторы рассматриваются в совокупности
с тектоническим строением территории в пределах нефтегазоносных
областей. Характеристики пород-коллекторов более полные, чем
в предыдущих наших работах. Автор надеется, что книга будет по­
лезной для геологов и других специалистов, изучающих породыколлекторы нефти и газа.
СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА
Глава
I
ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА
Общие сведения. Типы пород-коллекторов
Коллекторами газа и нефти являются горные породы, обладающие
способностью вмещать эти флюиды и отдавать их при разработке.
Горные породы расчленяются на три основные группы: извер­
женные, осадочные и метаморфические. Последние являются резуль­
татом более или менее глубокого изменения изверженных и осадочных
пород.
В природных условиях залежи нефти и газа чаще всего приуро­
чены к терригенным и карбонатным отложениям. Породы, образовав­
шиеся при высокой температуре (изверженные и метаморфические),
не могут служить коллекторами для углеводородов. Нахождение
в этих породах нефти и газа является следствием миграции их в в ы ветрелую часть пород, в которых в результате выщелачивания или
выветривания, а также действия тектонических сил могли образо­
ваться вторичные поры и трещины. Коллекторы изверженных и метаморфизованных пород относят к группе смешанных коллекторов.
Коллекторы нефти и г а з а бывают в основном двух типов: грану­
лярные и трещинные. Обычно гранулярными коллекторами я в ­
ляются песчано-алевритовые породы, характеризующиеся г р а н у л я р ­
ной пористостью и межзерновой проницаемостью; часть известняков
и доломитов с оолитовой и трубчатой структурой пор подобны грану­
лярным коллекторам.
Большая часть нефтяных и газовых подземных резервуаров сло­
жена породами осадочного происхождения: песчаниками, известня­
ками и доломитами. Другие горные породы только иногда служат
коллекторами нефти. Т а к , на Шаимском месторождении в ЗападноСибирской низменности нефть обнаружена не только в песчаниках,
но и в выветрелой части фундамента, сложенного гранитами. На
месторождении Литтон-Спрингс (Техас) нефть получают из пори­
стого и трещиноватого серпентина. На месторождении Панхендл
(Техас) нефть была обнаружена в размытом граните, базальном кон­
гломерате. На месторождениях Колорадо (Флоренс, Т о у - К р и к ,
Ренджели и др.) и Калифорнии (Санта-Мария, Б у е н а - В и с т а - Х и л с )
5
нефть получена из трещиноватых глинистых сланцев. В Западном
Т е х а с е , на известном месторождении Спраберри, газ получен из
трещиноватых аргиллитов, сланцев и алевролитов пермского воз­
раста.
Основные изверженные породы образуют часть подземного нефтя­
ного резервуара на месторождении Фэрбро (Мексика). К месторожде­
ниям с промышленной нефтеносностью в трещиноватых породах
фундамента относят следующие: Орт в Канзасе, Санта-Каунти и ЭльСегандо в Калифорнии, Л а - П а с в Венесуэле и др. На некоторых
нефтяных месторождениях Канзаса и Оклахомы нефть добывается
из пористой окремнелой брекчии.
Скопления нефти и г а з а установлены в отложениях всех воз­
растов, начиная от кембрия и кончая верхним плиоценом включи­
тельно. Кроме того, известны скопления нефти и газа как в более
древних докембрийских, так и в более молодых
четвертичных
отложениях.
Нефтяные и газовые месторождения на земном шаре встречаются
в разных районах, в границах различных геоструктурных элементов.
Они известны как в геосинклинальных, так и в платформенных
областях и в предгорных прогибах.
Наибольшее количество залежей в разрезе осадочного чехла
на территории СССР приходится на отложения каменноугольного
( 2 9 % ) , девонского ( 1 9 % ) и неогенового ( 1 8 % ) возраста. К этим же
стратиграфическим комплексам приурочено наибольшее количество
продуктивных пластов терригенного состава: к девонским и каменно­
угольным — по 1 7 , 5 % и неогеновым — около 1 8 % .
По данным изучения 236 крупнейших месторождений мира,
не считая СССР и стран народной демократии, запасы нефти распре­
деляются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках
5 9 % , известняках и доломитах 4 0 % , трещиноватых глинистых
сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах 1 % .
Е с л и из 236 месторождений исключить 21 месторождение Среднего
и Ближнего Востока, где добыча нефти осуществляется главным
образом из карбонатных пород мезозойского возраста, то запасы
нефти распределяются следующим образом: в песках и песчаниках
около 7 7 % , известняках и доломитах 2 1 % и остальных породах 2 %
(Knebel et a l . , 1956).
По Г . Кнебелу и Г . Эрасо (1956), рассмотренные ими нефтяные
месторождения содержат 8 2 , 5 % запасов. Оказалось, что 1 4 , 1 %
месторождений характеризуются глубиной продуктивных горизон­
тов до 600 м от поверхности земли, 6 2 , 1 % — глубиной 600—2140
число месторождений, где глубина залегания продуктивных гори­
зонтов до 600 м, объясняется менее благоприятными условиями
сохранности залежей на небольших глубинах. Меньшее число зале­
жей на глубинах от 2140 до 3650 м и ниже по сравнению с числом
залежей на глубинах 600—2140 м, по нашему мнению, нельзя объяс­
нить только относительно меньшей разбуренностью недр в интервале
С
указанных глубин (Двали, Белонин, 1965). Это, по-видимому, также
связано с меньшей изолирующей способностью глинистых покрышек.
На глубинах более 2140—3650 м глинистые толщи более уплотненные
и дегидратированные, в результате чего их пластичные свойства
уменьшаются, породы делаются более хрупкими и склонны
к растрескиванию.
Распределение залежей нефти и газа в СССР и США по страти­
графическим комплексам примерно одинаково (рис. 1). Промышлен­
ная нефтегазоносность в пределах территории СССР установлена
в разрезе отложений от кембрия до кайнозоя включительно.
В ряде районов промышленные притоки газа получены из тре­
щиноватой и выветрелой части пород фундамента, например на не­
которых площадях Северо-Сосьвинского свода (Тюменская область)
и в пределах Ейско-Березанской зоны дислокаций (Краснодар­
ский край).
В СССР на долю нефтяных и газовых залежей, приуроченных
к породам-коллекторам терригенного состава (песчаники, пески,
алевролиты, алевриты), приходится 7 4 % , к карбонатным коллекто­
рам (известняки, доломиты) — 1 8 % и к терригенно-карбонатным —
Рис.
1.
Распреде­
ление залежей неф­
ти и г а з а
в
СССР
и США по
страти­
графическим
ком­
плексам.
1-в
США (на 1950 г.
по У. Гопкинсу); г —
в СССР
(на
начало
1965 г. по В . Г. Ва­
сильеву и A . A . X a нину).
Возраст
8 % (Васильев, Еловников, Ханин, 1963). В . Г . Васильев и A. A. X a нин (1966) рассмотрели распределение газовых и газоконденсатных
залежей в различных по петрографическому составу породах-кол­
лекторах. Это исследование показало, что около 8 1 % залежей с в я ­
зано с песчано-алевролитовыми породами, 1 8 , 5 % — с карбонатными
породами и 0 , 5 % — с выветрелыми и трещиноватыми метаморфиче­
скими и изверженными породами.
В настоящее время в общем балансе добычи нефти в нашей стране
ведущее место занимает нефть из отложений девонской и каменно­
угольной систем, промышленная нефтеносность которых широко
известна в пределах Волго-Уральской области. Среди коллекторов
нефти, слагающих продуктивные пласты девонских и каменноуголь­
ных отложений этого региона, преобладают песчаники мелкозер­
нистые, с хорошо отсортированными и окатанными зернами (нижнефранские и угленосные отложения).
Одной из ведущих газоносных областей является эпигерцинская
платформа юга СССР, включая западную часть Средней Азии, Север­
ный Кавказ и Предкавказье, а также территорию Степного Крыма.
7
Продуктивные газоносные пласты здесь связаны в основном с отло­
жениями мезозоя и палеогена.
Несмотря на сравнительно большое количество залежей, только
несколько десятков из них являются крупными промышленными
объектами (нефтяные месторождения Туймазинское, Ромашкинское,
Арланское, Шкаповское, Мухановское, Покровское, Ленинское,
группа месторождений среднего течения р. Оби и др.; газовые место­
рождения
Газлинское,
Шебелинское,
Северо-Ставропольское;
группа Краснодарских газоконденсатных месторождений и др.).
Большинство залежей характеризуется относительно малыми
промышленными запасами; кроме того, имеется много примеров,
когда отбор нефти и газа из продуктивных пластов затруднен из-за
низкой фильтрационной способности горных пород. Применение
методов интенсификации притоков нефти и газа (гидроразрыв пласта,
солянокислотная обработка и др.) во многих случаях способствует
улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважин.
Различие областей сноса, палеогеографическая обстановка в век
накопления осадков и последующие процессы, способствующие
их изменению, сказались на многообразии типов коллекторов, их
емкостных и фильтрационных характеристиках.
Н а Северо-Американском континенте известно шесть районов
с выявленной нефтеносностью, которые сгруппированы В . Меллори
(Mallory, 1963) следующим образом.
1. Бассейны, развившиеся над древними эвгеосинклиналями (миссисипские и пенсильванские породы в районе залива Св. Лаврентия;
третичные породы Тихоокеанского побережья и Аляски, бассейн
Свердрап).
2. Прибрежные равнины (Атлантика, Мексиканский залив,
Арктика).
3 . Зоны развития осадочных и вулканических пород третичного
возраста на западе внутренних районов США и Мексики.
Основная часть скоплений нефти в Западной Канаде связана
с верхнедевонскими рифами и миссисипскими органогенно-обломочными карбонатными отложениями. На крайнем востоке Канады
лежит у з к а я полоса осадочных пород мощностью до 4,5 км, пред­
ставленных известняками, песчаниками, алевролитами, глинами,
конгломератами миссисипского и пенсильванского возраста, зале­
гающими с угловым несогласием на древних породах северной части
Аппалачской геосинклинали. В бассейне Монктон каменноугольные
породы нефтегазоносны. Глубина залегания продуктивных гори­
зонтов колеблется от 1500 до 3000 м. В Западной Канаде продуктивны
органогенные рифы, тянущиеся от районов Арктики почти до север­
ной границы США.
Рифовые массивы являются хорошими ловушками нефти (Ледюк,
Иннисфейл и др.). Т а к , в Западной Канаде к 1959 г. около 4 5 %
запасов нефти и конденсата и 1 6 % газа было сосредоточено в рифах
отложений Ледюк девонского возраста. Наибольшие запасы нефти
и г а з а связаны с рифами, расположенными между шельфовой поло8
сой и цепью рифов Римбей — Ледюк — Клайд, а также между
цепью рифов Римбей — Ледюк — Клайд и поднятием Пис-Ривер.
На Тихоокеанском побережье выделяются нефтеносные бас­
сейны Южной Калифорнии (основной нефтедобывающий район СанДжоакин — Вэлли).
В бассейне Сан-Джоакин основное количество нефти получено
из залежей, связанных с литологическим и тектоническим экрани­
рованием на моноклиналях.
В бассейне Лос-Анджелес основное значение имеют месторожде­
ния, связанные с антиклинальными складками. В них преобладают
сводовые и тектонически экранированные залежи.
Нефтяные месторождения бассейнов Сан-Джоакин и Лос-Андже­
лес характеризуются многопластовостью. Нефтеносны слабоуплот­
ненные песчаники от верхнего мела до плейстоцена, наиболее богаты
нефтью отложения миоцена и плиоцена.
В Калифорнии также развиты и трещинные коллекторы нефти,
представленные роговыми и кремнистыми сланцами верхнемиоцено­
вого возраста.
Межгорные третичные бассейны запада США и Мексики подраз­
деляются В . Меллори (1963) на три группы: 1 — эоценовые бассейны,
расположенные между хребтами Скалистых гор в штатах Вайоминг,
Колорадо, Юта и Нью-Мексико; 2 — бассейны межгорных впадин
в штатах Невада, Калифорния, Аризона и 3 — озерные бассейны,
отложения которых переслаиваются с третичными базальтовыми
потоками на Колумбийском плато. В перечисленных бассейнах
добыча нефти и газа небольшая, их перспективы оцениваются к а к
не очень значительные.
В северо-западном Колорадо нефть и газ добывают из линзовидных песчаников яруса Гайовата континентальной формации
Вэсэч (эоцен). Песчаники характеризуются косой слоистостью.
Дальше к югу, в штате Юта, песчаные коллекторы формации Вэсэч
также содержат нефть.
Прибрежная равнина Мексиканского залива и Атлантики и
Южно-Калифорнийская эпиэвгеосинклиналь содержат
основные
запасы нефти и газа в третичных породах. Эта зона характеризуется
широким развитием солянокупольной тектоники. Наибольшее число
крупнейших месторождений с максимальной добычей и запасами
сосредоточены в штате Т е х а с . Он же занимает первое место по до­
быче в США. Нефтяные месторождения приурочены к соляным
куполам, к погребенным рифовым массивам и ловушкам других
типов. Нефтеносны песчаники эоцена, олигоцена и миоцена, ловушки
структурно-стратиграфического типа.
Самое крупное месторождение нефти США — Ист-Техас. В отло­
жениях свиты Фрио (нижний олигоцен), протягивающихся вдоль
побережья Техаса в виде полосы шириной от 64 до 96 км («золотая
газовая дорога»), выявлено большое количество высокопродуктивных
газовых месторождений, из которых 11 являются основными место­
рождениями США. После 1959 г. в округе Рифьюджио и далее на
9
северо-восток от него вплоть до Луизианы в этих же отложениях
обнаружено около 60 новых газовых и газоконденсатных место­
рождений. Все они приурочены к пескам нижней части свиты Фрио,
залегающим в различных тектонических условиях на глубинах
более 3000 м. Развитие пород-коллекторов того или иного типа тесно
связано с геологической историей отдельных участков Северо-Американской платформы.
Палеозойские песчаники служат коллекторами нефти во многих
залежах в районах восточного Мид-Континента и Скалистых гор.
Песчаники Вилькокс и Симпсон (средний ордовик) штатов Канзаса
и Оклахомы, Мид-Континента относятся к наиболее чистым песчаным
породам-коллекторам и сложены обычно округлыми кварцевыми
зернами (Леворсен, 1958).
Карбонатные породы, главным образом известняки, служат
коллекторами нефти во многих залежах в районе Мид-Континента,
К а н з а с а , Оклахомы, Т е х а с а , Западной Канады и других рай­
онов.
В Западном Техасе и Ныо-Мексико многие залежи нефти при­
урочены к палеозойским (от перми до кембрия), известняковым
и доломитовым коллекторам. Среди них существенную роль играют
коллекторы рифовых массивов
(Западная Канада,
Пермский
бассейн США).
Кроме пород-коллекторов нефти и г а з а , характеризующихся
гранулярной пористостью, довольно широко развиты породы с тре­
щинной и трещинно-гранулярной пористостью (месторождение Спраберри и др.).
На Среднем и Ближнем Востоке, главным образом в Ираке,
Иране, Кувейте и Саудовской Аравии, наблюдается наибольшая
концентрация крупных нефтяных месторождений в мире. Значи­
тельная часть нефти содержится в известняковых породах-кол­
лекторах, приуроченных к крупным антиклиналям.
Нефтяные месторождения в основном расположены в пределах
Месопотамской впадины и в восточных краевых областях погружения
плиты Аравийской платформы (Бакиров, 1957). В пределах Месо­
потамской предгорной впадины расположены нефтяные месторожде­
ния юго-западного Ирана и Северного Ирака.
Основным продуктивным горизонтом нефтяных месторождений
юго-западного Ирана (Масжид-и-Сулейман, Агаджари, Хафт-Кел
и др.) и северного Ирака (Киркук, Айн-Зала, Бутма, Нефтхане
и др.) служит толща известняков Асмари.
Разнообразие типов пород-коллекторов как по составу, так
и по текстурно-структурным свойствам в значительной степени
сказывается на емкостной и фильтрационной характеристиках.
Коллекторские свойства пород зависят от условий, при которых
формировались осадки: глубины бассейна, скорости течений, отда­
ленности источника сноса, химического состава среды, температур­
ных условий и др. Они также зависят от диагенетических и эпигене­
тических процессов и тектонических явлений (Ханин, 1965).
10
Формирование осадочных пород и их текстурно-структурные
особенности
Основными коллекторами являются породы осадочного про­
исхождения.
Они обычно характеризуются слоистостью, часто содержат орга­
нические остатки, иногда обладают яснокристаллическим строением
при однородности минерального состава. По своему происхождению
осадочные породы подразделяются на три большие группы: обломоч­
ные, химические и органогенные.
Обломочные породы являются продуктом разрушения различных
горных пород. Они сохраняются в рыхлом или сцементированном
виде при процессах диагенеза и эпигенеза. Формирование осадочных
пород представляет собой длительный и сложный процесс.
Диагенезом осадков называют стадию формирования осадка
в породы путем постепенного уплотнения и минералогического видо­
изменения, в результате чего они приобретают новое строение.
Эпигенезом называют дальнейшие видоизменения породы при
продолжающемся прогибании земной коры. При еще большем погру­
жении и дислокациях породы претерпевают стадию раннего мета­
морфизма. Первоначальный минералогический состав пород, тек­
стура и структура меняются в соответствии с новыми условиями.
В результате осадочные породы превращаются в метаморфические.
При эпигенетических изменениях пород происходит растворение
обломочных зерен под давлением и переотложение растворившегося
материала в порах песчаных пород, что приводит к ухудшению коллекторских свойств (Абрамова, 1959; Ермолова, 1956; Копелиович,
1965; Taylor, 1950, 1964 и д р . ) . В то же время наряду с эпигенезом,
приводящим к прогрессивному уплотнению пород и к деградации
пористости, действуют процессы, связанные с активной циркуля­
цией вод и приводящие к выносу вещества за пределы породы (Копелиович, 1965). При этом пористость и проницаемость пород возра­
стают. Накопление осадочного материала, характер его веществен­
ного состава и строения пластов в значительной мере предопреде­
ляются колебательными движениями земной коры. Кроме тектони­
ческих движений на образование осадочных отложений влияют
климат, рельеф суши и др. При дифференциации осадка происходит
механический перенос обломочных частиц и химическое разделение
по степени растворимости.
Непостоянство физико-географических условий на поверхности
земли приводит к накоплению различных по генезису типов осадков
или фаций. Под фациями понимают совокупность признаков осадков
и условий их образования. По физико-географическим условиям
образования фации разделяются на морские, континентальные и ла­
гунные. Морские фации широко развиты среди осадочных толщ,
характер их изменяется с глубиной.
Комплексы фаций, образующихся в пределах областей с более
или менее постоянным тектоническим и климатическим режимом,
11
слагают формации (Рухин, 1953). Среди осадочных формаций выде­
ляют платформенные и геосинклинальные группы. Первые характе­
ризуются небольшой мощностью и постоянством на большой пло­
щади. Вторые обладают большой мощностью и в то же время отли­
чаются непостоянством, изменяясь вкрест простирания складчатой
системы.
В условиях образования платформенных формаций при про­
явлении
слабодифференцированных
тектонических
движений
небольшой амплитуды возникают кварцевые пески и песчаники,
каолинитовые глины и другие типы осадочных пород. Среди гео­
синклинальных формаций, возникших в условиях дифференциро­
ванных тектонических движений большой амплитуды, распростра­
нены магматические и пирокластические породы. В них также обра­
зуются г р а у в а к к и , некоторые кремнистые породы и др. Некоторые
формации носят переходный характер, сочетая в себе признаки
платформенных и геосинклинальных образований. К группе пере­
ходных формаций, типичными представителями которых являются
угленосные и красноцветные толщи, приурочены месторождения
каменного у г л я , нефти, газа и соли.
Под структурой горной породы понимают совокупность ее при­
знаков, определяемых морфологическими особенностями отдельных
составных частей и их пространственными взаимоотношениями
(Теодорович, 1958).
Определение структурного типа породы сводится к выяснению
размера и формы слагающих ее зерен. По величине зерен среди
осадочных пород различают структуры псефитовую, псаммитовую
(песчаную), алевритовую и пелитовую.
Псефитовая структура свойственна грубообломочным породам,
состоящим из обломков размером более 2 мм.
Псаммитовая структура характерна для песчаников и песков
с размерами частиц от 0,1 до 1—2 мм (грубозернистая структура —
преобладают зерна больше 1 мм; крупнозернистая — от 1 до 0,5 мм;
среднезернистая — от 0,5 до 0,25 мм; мелкозернистая — от 0,25
до 0,1 мм; разнозернистая — зерна разных размеров).
Алевритовая структура свойственна мелкообломочным породам
с размерами частиц от 0,01 до 0,1 мм (крупнозернистая структура —
преобладают зерна от 0,1 до 0,05 мм; мелкозернистая — от 0,05
до 0,01 мм).
Пелитовая структура характерна для тонкообломочных горных
пород с размерами частиц 0,01 мм и менее (микрозернистая струк­
тура — преобладают зерна от 0,01 до 0,001 мм; криптозернистая
структура — преобладают зерна 0,001 мм я меньше; разнозернистая
структура — преобладают зерна меньше 0,01 мм, но встречаются
зерна и других размеров).
Текстура горной породы характеризуется расположением и рас­
пределением ее составных частей. Основным текстурным признаком
осадочных пород является их слоистость, которая связана как
с накоплением осадка, так и с процессом литификации.
12
Слоистость в основном бывает горизонтальная, косая и непра­
вильная. Выделяются и другие виды слоистости. Встречаются плойчатые структуры, которые являются результатом оползания осадков
по дну бассейна, тектонического смятия, гидратации ангидрита
и других причин. Характер слоистости влияет на фильтрационные
свойства пород в вертикальном и горизонтальном направлениях,
а также на выбор методов воздействия на призабойную зону пласта
(например применение гидроразрыва пласта с целью увеличения
притока пластовых флюидов в скважину).
Характер расположения и размещения пор является текстурным
признаком. В то же время пористость зависит и от структуры породы.
Размеры и форма пор в значительной степени предопределяются
размером и формой слагающих породу минеральных зерен. Поэтому
различают также и структуру порового пространства.
В некоторых известняковых толщах развиты своеобразные по­
верхности, носящие название сутуро-стилолитовых. Они носят
характер мелкобугристых (сутурных) образований, а также более
крупных выступов (стилолитов). Стилолитами называют выступы
вышележащего слоя, вдающиеся в виде зубцов (чаще всего размером
до нескольких сантиметров) в нижележащий слой и отделенные
друг от друга видимой невооруженным глазом поверхностью раз­
дела. Сутурами называют микрозубчатые линии, представляющие
собой срезы мелкобугристых, так называемых сутурных поверх­
ностей. Сутуры чаще всего связаны переходами со стилоли­
тами.
Из практики нефтедобычи последних лет известно, что стилолиты
и соединяющие их сутуры могут служить коллекторами. Поэтому
они иногда могут представлять практический интерес. Существует
ряд воззрений на образование стилолитов и сутур. Наиболее полной,
на наш взгляд, является гипотеза, предложенная Г. И. Теодоровичем. Он предполагает формирование распространенного типа
сутуро-стилолитовых поверхностей, приуроченных к определенным
горизонтам толщи пород, в три этапа. Первый этап связан с карстом
(растворением)
затвердевающего
мелководного
известковистого
осадка в условиях кратковременного выведения его из-под уровня
воды. Второй этап характеризуется чаще всего фиксацией начальных
сутуро-стилолитовых поверхностей путем перекрытия их тонкой,
обычно глинистой пленкой. В более редких случаях эти поверхности
проявляются в результате затвердевания их до отложения выше­
лежащего известкового материала. Третий, основной, этап про­
текает длительно в сформированных породах, в процессе циркуля­
ции вод обычно над глинистыми сутуро-стилолитовыми пленками,
растворения преимущественно нижней части вышележащего изве­
стняка и эпизодического оседания его под влиянием геостатического
давления. В то же время встречаются сутурные поверхности, не
имеющие четкой связи с определенными горизонтами толщи пород
и приуроченные к зонам интенсивных тектонических напряжений.
В этом случае зубчатые сутурные поверхности тектонического
13
происхождения, по-видимому, связаны со сжатием, а трещины —
с тектоническим растяжением.
Текстуры осадочных горных пород классифицируют по разным к а ­
тегориям признаков. Л . В . Пустовалов классифицирует их по типам
слоистости, поверхностям наслоения, выделяет особые типы текстур
(стилолитовую, фунтиковую и д р . ) . М. С. Швецов (1948) рассматри­
вает в классификационной схеме три основных типа текстур: 1) бес­
порядочную; 2) микрослоистую (включая и плойчатую) и 3) флю­
идальную. Кроме того, отмечается четвертая текстура — пористая,
свойственная всем породам. Ф . Петтиджон (Pettijohn, 1949) выделяет
анорганогенные (первичные, или механические, и вторичные, или
химические) и органогенные текстуры. Н. Б . Вассоевич приводит
классификацию текстур по времени их образования, увязанному
со стадиями литогенеза (осадко- и породообразования). Со стадией
сингенеза (образования осадка) связаны сингенетические текстуры,
возникающие в момент отложения осадка (ранний сингенез), а также
в свежеотложенном осадке (поздний сингенез). К ранней стадии
сингенеза относятся абиогенные (знаки ряби, слоеватость, слойчатость, ориентировка зерен органических остатков и т. д.) и био­
генные (следы жизни на поверхности дна) текстуры. К поздней ста­
дии сингенеза относятся трещины усыхания, возникающие в случае
перерыва в седиментации.
С ранней стадией диагенеза (преобразование осадка и образова­
ние породы) связаны диагенетические текстуры первого и второго
рода. Текстуры первого рода возникли при преобразовании осадка
в породу до захоронения его под слоем другого осадка. Текстуры
второго рода возникли после отложения осадка другого типа.
С поздней стадией диагенеза связаны текстуры, возникающие
при завершении процесса преобразования осадка в породу — раз­
личные конкреции, септарий, глиптоморфозы и т. д. Нарушение
слоистости при росте конкреций связано со стадией литогенеза.
К стадии позднего сингенеза и стадии литогенеза приурочены следы
жизни в осадке — различного рода ходы илоедов; сюда же относится
большинство фуккоидов. К стадиям сингенеза и диагенеза относятся
также текстуры, связанные с подводно-оползневыми деформациями.
К стадии эпигенеза Н. Б . Вассоевич относит текстуры, возника­
ющие в породах в результате их изменения при повышенных давле­
нии (более 500 am) и температуре (до 250—300° С). Примерами по­
добных текстур являются сланцеватость, кливаж, фунтиковая тек­
стура (конус в конус), стилолиты в известняках и др. G кливажем,
сланцеватостью и стилолитами часто связаны трещины в породах,
которые приводят к увеличению проницаемости.
К стадии метаморфизма (изменение структуры и текстуры, пере­
кристаллизация и т. д.) относят плойчатость, будинаж, очковую
текстуру.
Свойства пород зависят не только от их минерального состава,
но и от строения, которое предопределяется формой и расположе­
нием слагающих породу составных частей. Структурные и текстурные
14
особенности пород влияют на их емкостные и фильтрационные свой­
ства (Теодорович, 1958; Х а н и н , 1965).
Исследование пород в плоскопараллельных шлифах под микро­
скопом позволяет различать все структурные и текстурные особен­
ности пород: размеры зерен, степень их окатанности, форму, сор­
тировку и взаиморасположение обломочного материала, минерало­
гический состав, количественные соотношения породообразующих
минералов — признаки, указывающие на характер среды осадконакопления и условия среды переноса. Изучение в шлифах минера­
логического состава цемента и диагенетических минералов позволяет
судить о физико-химических условиях превращения осадка в по­
роду.
Коллекторские свойства пород в известной степени определяются
составом и структурой цементирующих веществ, но главным образом они зависят от характера, взаиморасположения и количествен­
ного соотношения цемента и обломочных зерен, т. е. от текстурных
элементов породы.
Минеральные вещества, заполняющие в породе промежутки
между крупными зернами и обломками и связывающие последние
между собой, называются цементом.
По вещественному составу цементы разделяются на два основных
типа: мономинеральный и полиминеральный. Чаще всего в песчаноалевритовых породах встречается полиминеральный цемент. Состав
его очень разнообразен (Швецов, 1948).
Наиболее широко распространены различные глинистые це­
менты, главная масса которых в виде тонкой терригенной мути отла­
гается одновременно с более крупными частицами породы.
Меньше распространены цементы хемогенного происхождения.
Часто они присутствуют в породе наряду с глинистым материалом,
цементируют породу самостоятельно. Среди хемогенных цементов
преобладающую роль играют карбонаты, сульфаты, окислы и гидро­
окислы различных элементов, накапливающиеся путем осаждения
из растворов.
Современный характер минералогического состава, структуры
и расположения цементирующих веществ в породе в значительной
мере определен направлением и интенсивностью тех процессов
преобразования, которые претерпела эта порода на разных стадиях
своего формирования. Известное исключение в этом смысле предста­
вляет глинистый материал. Его состав и структура могут сильно
изменяться относительно первоначального облика, но сколько-нибудь
существенного перераспределения материала в целом внутри порового пространства пород обычно не наблюдается.
Влияние цемента на коллекторские свойства пород определяется
главным образом сорбционными свойствами минералов цемента
и степенью гидрофильности или гидрофобности последних.
Структуры глинистого и хемогенного цементов обладают своими
специфическими особенностями и потому должны быть охарактеризо­
ваны раздельно.
15
Применительно к глинистым цементам различают прежде всего
такие структуры, как пелитовая и алевропелитовая. Пелитовая струк­
тура отвечает глинам с размером частиц меньше 0,01 мм, а алевропе­
литовая указывает на присутствие в них примеси тонкого алеври­
тового материала. Так же, как и среди хемогенных цементов, вы­
деляют многочисленные структуры, обусловленные степенью раскристаллизованности вещества или характером ориентировки от­
дельных его составляющих относительно обломочного материала
породы. В числе структур первого типа наиболее распространены
микроагрегатная, отвечающая слабо раскристаллизованному гли­
нистому веществу, и чешуйчатая, при которой отдельные чешуйки,
слагающие глинистый агрегат, хорошо различимы под микроскопом.
Среди структур второго типа можно назвать такие, как пленочная
(или облекания), характеризующаяся прилеганием чешуек глины
к обломочным зернам базисными плоскостями, радиально-крустификационная, при которой чешуйки глинистых минералов ориен­
тированы перпендикулярно поверхности обломочного материала,
и ряд д р у г и х .
Хемогенные цементы могут быть аморфными и зернистыми, при­
чем крупность зерен может меняться в широких пределах, в соответ­
ствии с чем различаются разнозернистый, тонкозернистый, среднезернистый и другие типы цементов. По характеру ориентировки
зерен цемента по отношению друг к другу и относительно цементиру­
емых обломочных зерен выделяются в основном следующие структуры:
беспорядочно-зернистая — зерна
цемента
располагаются
беспо­
рядочно относительно друг друга и относительно обломочных зерен;
крустификационная (или структура обрастания) — зерна цемента
облицовывают обломочные зерна или стенки пор, но даже при одно­
родном составе с обломочными зернами имеют с ними различную
оптическую ориентировку; регенерационная (или структура разра­
стания) — обломочные зерна обрастают новообразованными каем­
ками, имеющими ту же оптическую ориентировку, что и обломоч­
ные зерна (возможна только при однородном составе обломочных
зерен и цемента); пойкилитовая (или структура прорастания) —
цемент кристаллизуется на значительных участках с одной опти­
ческой ориентировкой как один кристалл, в который включены
обломочные зерна. Нередко в породах отмечается смешанный тип
цементации с развитием различных цементов.
Структура цементов также в известной мере определяет кол­
лекторские свойства пород. Т а к , состояние вещества (аморфное
или кристаллическое) и крупность его составляющих влияют на
сорбционные свойства породы; ориентировка
угловатых
зерен
цемента при неплотной их упаковке в той или иной степени действует
на фильтрационные свойства породы, а также на величину остаточной
водонасыщенности и т. д.
Особенно большое значение при оценке пород-коллекторов с точки
зрения их емкостных и фильтрационных свойств, а также величины
их остаточной водонасыщенности имеет текстура цементов, т. е.
16
взаиморасположение и количественное соотношение цементирующего
и обломочного материалов в породах.
По этому признаку различают следующие основные типы це­
ментов (M. С. Швецов): контактовый (или цемент соприкосновения) —
цементирующее вещество развивается только в местах контакта
обломочных зерен; сгустковый (или пятнистый цемент) — материал
цемента неравномерно распределен в породе в виде отдельных ло­
кальных участков; пленочный — цемент присутствует в виде тонких,
обволакивающих обломочные зерна слоев; поровый — вещество
цемента развивается в промежутках между соприкасающимися
обломочными зернами породы и базальный — зерна погружены
в цементирующую массу и не соприкасаются между собой.
Обычно в породах отмечаются комбинации д в у х или более наз­
ванных типов цементации с преобладанием одного из них. Послойное
изменение типов цементации часто приводит к анизотропности
породы в отношении проницаемости.
Наиболее благоприятным для коллекторских свойств пород
при прочих равных условиях является контактовый тип цемента­
ции, ибо в этом случае максимально возможное сечение поровых
каналов остается свободным для фильтрации, пониженные значения
имеет остаточная водонасыщенность и в наименьшей степени про­
являются сорбционные и гидрофильные свойства цементирующего
материала. Наименее благоприятны с этих точек зрения поровый
и базальный типы цементации.
Детальное изучение состава структурных и текстурных особен­
ностей цементов пород является необходимым этапом в изучении
пород-коллекторов, так к а к без этих данных нельзя правильно
оценить их коллекторские свойства.
Залежи нефти и газа и продуктивные пласты
Породы-коллекторы, содержащие нефть и г а з , в большинстве
разрезов нефтегазоносных областей не образуют непрерывной пачки
и чередуются с пластами других пород, не содержащих указанных
полезных ископаемых. Такого рода комплексы называют нефтегазо­
носными свитами.
Породы-коллекторы являются частью нефтегазоносной свиты,
выраженной в определенной литофации. В фациальных группах
по условиям образования наиболее широко представлены среди
нефтеносных свит нормальные морские осадочные образования,
угленосная фация и фация пестроцветных отложений. В меньшей
степени распространена флишевая фация, встречающаяся исключи­
тельно в геосинклиналях (включая предгорные прогибы).
В большинстве нефтеносных и газоносных областей поиски
новых месторождений обычно связывают с поисками геологических
структур, благоприятных для скоплений нефти и газа. На связь
тектоники с полезными ископаемыми указывают в своих работах
многие исследователи.
Д л я образования нефтяной и газовой залежей необходимо при­
сутствие в толщах, формирующих геологические структуры, пористых
тел, способных собирать (аккумулировать) первоначально рассеян­
ные и мигрирующие в земной коре углеводороды (Губкин, 1932).
Пластовый природный резервуар представляет собой коллек­
тор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве
плохо проницаемыми породами (Еременко, 1961).
Вопрос о нефте­ и газоупорах, препятствующих вертикальной
миграции нефти и г а з а , имеет важное значение как для решения
проблемы формирования залежей, так и для их поисков. Породами­
покрышками чаще всего являются глины и каменная соль.
Глины характеризуются пластичностью, зависящей от степени
дисперсности слагающих их минеральных частиц, и способностью
к ионному обмену. Свойства глины определяются количеством,
дисперсностью, минералогическим и химическим составом содержа­
щихся в ней глинистых фракций.
Д л я глинистых отложений, обладающих свойством поглощения
воды и крайне низкой водопроницаемостью, изменения при диаге­
незе осадка сводятся главным образом к уплотнению и постоянной
потере воды. По изменению пористости глин можно судить о стадии
литогенеза, которой они достигли, и о мощности покрывающих их
отложений (Вассоевич, 1960). Глинистые минералы, слагающие
глинистые породы, представляют собой частицы, состоящие из
кристаллических ячеек, или пакетов, построенных из попеременно
чередующихся слоев A l ( O H ) и групп S i O .
Д л я каолинита межплоскостные расстояния у пакетов вдоль оси
с равны 2,76 Å, а для монтмориллонита — от 9,5 до 20 Å. «Жест­
кость» и постоянство межпакетных расстояний у каолинита обусло­
вливают ограниченное его взаимодействие с водой и, наоборот,
у монтмориллонита раздвижение пакетов по оси с способствует
энергичному связыванию значительного количества воды.
Экранирующие свойства пород­покрышек во многих случаях
зависят от наличия в глинах монтмориллонита и содержания песчано­
алевритовой примеси. Ряд исследователей приводят данные о за­
висимости запасов нефти от количества разбухающих глин (глини­
стые минералы) в разрезе. С увеличением содержания набухающего
материала наблюдается наличие залежей с большими запасами
(при прочих равных условиях).
Породы­покрышки характеризуются по распространению, мощ­
ности, однородности сложения, отсутствию нарушений сплошности,
составу глинистых минералов, плотности, проницаемости и способ­
ности противостоять прорыву газа и нефти через систему поровых
каналов глин, насыщенных водой.
По степени распространения по площади различаются региональ­
ные и локальные покрышки. Обычно локальные покрышки в отличие
от региональных характеризуются значительно меньшей мощностью.
В ряде нефтегазоносных областей распределение основных зале­
жей нефти и газа контролируется регионально выдержанными по­
3
18
4
крышками. Обычно исчезновение нижней регионально выдержан­
ной покрышки или уменьшение ее мощности, появление в ней лито­
логических окон, трещиноватости и др. приводит к большему диапа­
зону распределения залежей нефти и газа по разрезу в связи с уси­
лением процессов вертикальной миграции жидких и газообразных
углеводородов из нижних горизонтов в верхние.
Формы залегания коллекторских толщ тесно связаны с формами
залежей нефти и газа и в то же время имеют свои особенности. Г е ­
нетически форма залежи обусловливается ловушкой. Ловушка —
это часть природного резервуара, в которой может установиться
равновесие нефти, газа и воды (Брод, 1951). В результате определен­
ных условий формирования и сохранения залежи в ней уста­
навливается то или иное соотношение между нефтью, газом
и водой.
Под действием силы всплывания нефть и газ мигрируют вверх
по резервуару. Двигаясь по пористому пласту вдоль наклонной
кровли резервуара, сложенной труднопроницаемыми (практически
непроницаемыми) породами, нефть и газ в случае появления на
пути своего движения препятствия образуют скопления, называемые
залежами. А. И. Леворсен (1958) предлагает все ловушки подразде­
лять на три основные типа: 1) структурные ловушки; 2) стратигра­
фические ловушки; 3) комбинации обоих типов.
Основными параметрами залежи являются высота и площадь.
Эти величины предопределяются внешним и внутренним контурами
нефтеносности (газоносности), длиной и шириной залежи, эффектив­
ной мощностью пласта. Поверхность, разграничивающая нефть и
воду, называется подошвой нефтяной (газовой) залежи, или поверх­
ностью водонефтяного (газонефтяного или газоводяного) раздела.
Линия пересечения поверхности водонефтяного (газоводяного) кон­
такта с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности
(газоносности) или контуром нефтеносности (газоносности). Линия
пересечения поверхности водонефтяного (газоводяного) контакта
с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности
(газоносности) или контуром водоносности (газоносности).
Если давление в нефтяной залежи равно давлению насыщения
нефти газом при данной температуре, в пласте может присутствовать
газовая шапка. Если под скоплением газа залегает нефть, то в этом
случае выделяются поверхность газонефтяного контакта, внешний
и внутренний контуры газовой шапки.
Поверхности контактов в ряде случаев не имеют вид горизонталь­
ных плоскостей, чему способствует в одних случаях неоднородное
строение коллектора (различия в проявлении капиллярных явлений)
и в других — движение вод, отклоняющих поверхности разделов
в сторону направления фильтрационного потока (Савченко, 1952;
1957). Перечисленные два фактора могут проявлять себя одновре­
менно. Наклон газоводяного и водонефтяного контактов, связанный
с перепадом пластового давления воды, можно рассчитать по форму­
лам В . П. Савченко (1957).
2*
19
Одним из основных параметров залежи являются ее запасы.
Различают геологические и извлекаемые запасы. Под геологическими
запасами нефти и газа подразумевают их количество, содержащееся
в залежи и приведенное к атмосферным условиям. Количество нефти
и г а з а , приведенное к атмосферным условиям, которое может быть
извлечено из залежи благодаря применению современных методов
технологии добычи, называется извлекаемыми запасами. Извлека­
емые запасы нефти составляют примерно около 5 0 % от геологических
запасов. В каждом отдельном случае экспериментально определяется
коэффициент нефтеотдачи. Для чисто газовых залежей процент
извлечения запасов условно установлен равным 0,90 (Жданов и др.,
1967).
Д л я подсчета запасов нефти применяют методы: 1) объемный,
2) статистический и 3) материального баланса.
Д л я подсчета запасов газа используют методы: 1) объемный,
2) по падению давления для свободного газа в чисто газоносных
пластах и 3) по данным о запасах нефти и растворимости газа в нефти
для попутного газа.
Запасы нефти, газов и содержащихся в них сопутствующих компо­
нентов разделяются на две группы: забалансовые и балансовые. Первые
удовлетворяют промышленным кондициям и горнотехническим усло­
виям эксплуатации, вторые нерентабельны в настоящее время для
эксплуатации (низкое качество нефти и г а з а , малая производитель­
ность скважин, сложность эксплуатации и др.).
В числе балансовых запасов нефти и конденсата выделяются и учи­
тываются запасы извлекаемые. Коэффициент извлечения пластовых
флюидов обосновывается соответствующими технико-экономическими
расчетами.
Запасы месторождений нефти и газа по степени их изученности
подразделяются на четыре категории: А, В , C и C . Запасы по кате­
гории А являются наиболее детально разведанными, подсчитанными
на площади, оконтуренной скважинами, давшими промышленные
притоки нефти и г а з а ; геолого-физические параметры пласта и состав
флюидов также детально изучены. Запасы по категории В еще
требуют детализации. Они подсчитаны по промышленным притокам
нефти и г а з а , полученным не менее чем в двух скважинах, вскрыв­
ших продуктивную залежь на различных гипсометрических отметках,
а также по данным каротажа скважин; геолого-физические и другие
параметры в целом по месторождению изучены приближенно.
Запасы по категориям C и C выявляются приблизительно
по данным геологопоисковых или геофизических работ при получении
промышленного притока нефти или г а з а , хотя бы по одной скважине
(категория C ) , по аналогии с соседними разведанными месторожде­
ниями; запасы по категории C устанавливают для новых структур,
в пределах нефтегазоносных провинций по пластам, продуктивность
которых установлена на других месторождениях. Кроме того, за­
пасы по категории C устанавливают для неразведанных тектони­
ческих блоков и пластов, продуктивность которых предполагается
1
1
1
2
2
20
2
2
на основании благоприятных геологических и геофизических дан­
ных.
Методы подсчета запасов нефти и газа изложены в работе
М. А. Жданова, В . Р. Лисунова, Ф . А. Гришина (1967) и др.
В последние годы уделяется значительное внимание изучению
геологической неоднородности продуктивных пластов в связи с вы­
бором рациональной системы разработки залежей нефти и газа
(Дмитриев, Мелик-Пашаев, 1963; Ковалев, Вашуркин, 1966 и др.).
Многие продуктивные пласты крупных месторождений нефти, сло­
женные терригенными породами, оказались литологически неодно­
родными (замещение песчаников алевролитами и глинами, выклини­
вание) и различными по своим коллекторским показателям. Эти
различия, по-видимому, благоприятно влияли на формирование
залежей (микроэкраны в теле продуктивного пласта), но при разра­
ботке они являются отрицательным фактором.
Познание геологической неоднородности пластов — это прежде
всего выяснение условий осадкообразования и процессов литогенеза.
Детальное изучение разрезов отложений комплексом методов, приме­
нение математической статистики для обработки ряда величин,
характеризующих пласт, и моделирование условий залегания различ­
ных по составу пород позволяют в определенной мере выяснить
закономерности в развитии пород и изменении их емкостных и филь­
трационных показателей на площади месторождения.
Глава
II
И З У Ч Е Н И Е ДИСПЕРСНОСТИ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
Общие сведения
При изучении дисперсных пород как коллекторов нефти и газа
необходимо достаточно подробно характеризовать их не только
по минералогическому составу, но и по степени дисперсности.
При характеристике пород по минералогическому составу вы­
деляют первичные и вторичные минералы. Минералы осадочных
пород подразделяются на две основные группы — аутигенные (обра­
зовавшиеся на месте возникновения исходного осадка или в сформи­
рованной породе) и аллотигенные (принесенные извне). Наравне
с изучением аллотигенных компонентов осадочных пород, в том числе
и аллотигенных минералов, представляет интерес исследование
аутигенных минералов. Они в значительной мере отражают физикохимические условия осадконакопления, диагенеза осадка, процессов
формирования породы (Теодорович, 1958), а также являются показа­
телем времени поступления нефти в песчаные коллекторы (Чепиков
и д р . , 1959). Особенно важно влияние этих минералов на изменение
коллекторских свойств пород (выстилание или выполнение пор,
каверн и трещин, явления регенерации и замещения других минера­
лов и д р . ) . Процессы образования вторичных минералов очень часто
ухудшают коллекторские свойства пород.
Аллотигенные минералы по сравнению с аутигенными менее
чувствительны к изменениям физико-химических условий среды
вследствие значительно большей устойчивости основной массы
обломочных частиц, представленных кварцем, обломками кремнистых
и д р у г и х пород. Наиболее стойкие обломочные минералы обычно
разрушаются в процессе транспортировки и осадконакопления (Те­
одорович, 1958).
Минералогическому исследованию подвергаются фракции 0 , 2 5 —
0,1 и 0 , 1 — 0 , 0 1 мм раздельно или совместно.
За последние 15 лет опубликованы крупные сводные работы
по петрографии и минералогии нефтегазоносных отложений (Теодо­
рович, 1946, 1950, 1958; Алиев и Даидбекова, 1958; Саркисян
22
и Теодорович, 1955; Авдусин, Цветкова и Кондратьева, 1955; Преобра­
женский и Саркисян, 1954 и др.). Вещественный состав основных
нефтеносных отложений США приведен в работе А. И. Леворсена
(1958).
При характеристике минералогического состава пород применяют
обычно методы исследований, принятые в петрографии и минералогии
(просмотр шлифов под микроскопом; определение оптических кон­
стант отдельных зерен минералов в иммерсионных жидкостях под
микроскопом; электронномикроскопические исследования минера­
логического состава коллоидных и глинистых частиц, находящихся
в состоянии суспензии; окрашивание минералов различными кра­
сителями; рентгенографический анализ; термический анализ, осно­
ванный на исследовании кривых нагревания и обезвоживания).
Для выяснения свойств песчано-алевритовых пород как коллек­
торов нефти и газа важно определить их гранулометрический состав.
Косвенные сведения о минеральном составе гранулометрических
элементов, слагающих породу, могут быть получены при определе­
нии ее удельного веса (минералогической плотности).
Для определения гранулометрического состава и физических
свойств керн породы необходимо освободить от насыщающих жидко­
стей (нефть, вода). Образцы испытуемой горной породы помещаются
в экстрактор аппарата Сокслета и обрабатываются теми или иными
растворителями (четыреххлористым углеродом, бензолом, толуолом,
спирто-бензольной смесью, хлороформом и др.).
Методы гранулометрического
анализа
Для подробной характеристики песчано-алевритовых и глинистых
пород и выяснения сочетания в них гранулометрических элементов
применяют различные методы гранулометрического анализа, осно­
ванные на полном разделении частиц по фракциям и на учете частиц
без разделения по фракциям путем изучения структур породы в шли­
фе при помощи микроскопа. Последний из перечисленных методов
особенно применим для плотных пород, слагающие зерна которых
не могут быть подвергнуты дезинтеграции.
При полном разделении частиц по фракциям применяют для
песков метод ситового анализа и для более мелкозернистых пород —
гидравлические методы, основанные на различии в скорости осажде­
ния частиц неодинакового размера.
И з у ч е н и е
г р а н у л о м е т р и ч е с к о г о
в
шлифах
состава
Определение структурного типа породы сводится к выяснению
размера и формы слагающих ее зерен. Изучение размера зерен
(фракций) не всегда возможно провести известными гидравлическими
методами гранулометрического анализа, рассчитанными на разделе­
ние частиц. В случае исследования плотных пород, не поддающихся
23
дезинтеграции, применяют методику гранулометрического анализа
в шлифах, предложенную В . П. Батуриным (1942).
Д л я проведения гранулометрического анализа в шлифах задаются
числом размерных фракций и их интервалами. В . П. Батурин пред­
ложил более дробную шкалу отдельных интервалов, чем при десятич­
ной классификации (0,01; 0 , 0 5 ; 0 , 1 ; 0 , 2 5 ; 0,5 мм и т. д . ) :
При массовой работе со шлифами пользуются
шкалой отдельных интервалов:
менее
дробной
Подсчет зерен производится в плоскопараллельном шлифе,
изготовленном из сцементированной песчано-алевритовой породы
параллельно ее слоистости. Предварительно на шлифе со стороны
покровного стекла проводят карандашом ряд параллельных линий,
вдоль которых ведут подсчет размеров отдельных зерен. При под­
счете зерен в зависимости от структуры породы пользуются объекти­
вами № 3 или № 5 и линейным окуляр-микрометром. Цена деления
окуляр-микрометра для каждого объекта определяется заранее.
Передвигая шлиф вдоль карандашных линий, последовательно
измеряют все зерна, попавшие на эти линии. Измерение зерен
производят по наименьшему диаметру. Для облегчения подсчета
величины интервалов отдельных фракций должны быть заранее
выражены в делениях сетки окуляр-микрометра. Подсчитав не­
сколько сот зерен, вычисляют процент содержания зерен каждой
фракции от общего числа измеренных зерен.
Гранулометрический состав породы, полученный на основании
подсчета зерен в шлифах, отличается повышенным содержанием
мелких фракций за счет случайного пересечения плоскостью шлифа
большинства зерен пород. Случайные срезы в породе, содержащей
однородные по величине сферические зерна, как показали экспери­
ментальные исследования В . П. Батурина (1947), дают лишь для 5 0 %
зерен их истинные величины, а в остальных случаях получаются
сечения сильно заниженных диаметров. В силу этого результаты
подсчета зернистости носят приближенный характер.
Определяя в шлифах процентное соотношение обломочных зерен
и глинистого материала, образующего цемент, вводят в грануломе24
трический состав глинистую фракцию, для чего процентное содержа­
ние отдельных размерных фракций пересчитывают на всю породу.
Изучение структуры пород в шлифе часто ограничивается уста­
новлением размера преобладающих зерен, выяснением среднего
диаметра зерен (медиана) и степени сортировки материала.
Ситовой
анализ
песков
Гранулометрический состав рыхлых пород (пески, рыхлые песча­
ники, распадающиеся на составляющие зерна при небольшом
давлении) изучают ситовым анализом. Сита бывают трех видов:
шелковые, проволочные и штампованные. Шелковые сита для разде­
ления частиц 0,1—0,05 мм и частиц менее 0,05 мм в настоящее время
встречаются редко. Проволочные сита имеют квадратные отверстия.
Квадраты ячеек у подобных сит часто имеют не строго правильную
форму и размер, из-за чего они могут пропускать частицы крупнее,
чем сторона квадрата ячейки. Штампованные сита имеют круглые
отверстия. В СССР обычно применяют штампованные сита с отвер­
стиями 10; 7; 5; 3 ; 2; 1; 0,5 и 0,25 мм. Немецкие и американские штам­
пованные сита имеют отверстия до 0,006 и 0,0431 мм. Обычно не­
мецкие и американские сита имеют номера, которым соответствует
определенное количество отверстий на квадратный сантиметр.
В почвоведении и инженерно-геологической практике для г р а ­
нулометрического анализа используются сита с отверстиями 1,0;
0 , 5 ; 0,25 и 0,10 мм; встречаются сита, которые позволяют производить
разделение частиц до 0,04 мм; более мелкие частицы разделяются
при помощи гидравлических методов.
Крупные сита делают из тонких металлических пластин с к р у г ­
лыми отверстиями равного диаметра; более мелкие сита изготовляют
из специальной сетки.
При производстве анализа ряд металлических сит с округлыми
отверстиями разного диаметра вставляются одно в другое в виде ко­
лонки так, чтобы верхнее сито было с наиболее крупными отверсти­
ями, а нижнее с наименее мелкими отверстиями. В нижней части
сит в поддоне в результате встряхивания колонки собирается наи­
более мелкая фракция частиц, проходящая через все сита.
Г и д р а в л и ч е с к и е
методы
Ряд методов гранулометрического анализа терригенных пород
основана на отмучивании частиц в стоячей воде (методы Фадеева —
Вильямса, Сабанина, Осборна, Аттерберга, АзНИИ), на отмучивании
частиц в текучей воде (методы Конецкого, Шене, Гильгарда), н а
непрерывном определении: а) путем взятия проб на определенной
глубине или путем непосредственного взвешивания осадков на дне
сосуда (методы Глушкова, Нефедова, Робинзона, Краусса, Свен
Одена — Шлезинга); б) путем измерения плотности суспензии или
гидростатического давления ее (методы Вигнера, Цункера, Б о й юкоса, Протолонго) и разделения током воздуха (метод Кашмена).
25
Результаты гранулометрического анализа пород, в особенности
глинистых, в значительной степени зависят от способа подготовки
образцов к анализу. Глинистые частицы состоят из агрегатов, кото­
рые перед проведением гранулометрического анализа необходимо
разрушить. Все виды растирания породы являются несовершенными
способами ее диспергации и во многом зависят от индивидуальных
качеств аналитика. Взбалтывание навески, погруженной в воду,
и кипячение ее повышают дисперсность анализируемой пробы.
Кипячение не всегда помогает диспергировать породу. Часто наряду
с диспергацией породы при кипячении наблюдается коагуляция ча­
стиц, которая приводит к неправильным результатам.
В случае присутствия в глинах значительного количества водорас­
творимых солей их необходимо предварительно удалять, так как они
вызывают коагуляцию суспензий, приготовленных для грануломе­
трического анализа.
Одним из методов предотвращения коагуляции суспензии я в ­
ляется уменьшение ее концентрации путем добавления соответ­
ствующего количества дистиллированной воды. Для лучшей ста­
билизации суспензии в нее еще до кипячения добавляют 25%-ный
раствор аммиака из расчета 1—4 см на 1 л суспензии.
Существующие способы подготовки образца к анализу можно
разделить на две группы: 1) механические (растирание под водой
резиновым пестиком, пальцем; взбалтывание породы с водой; ки­
пячение породы) и 2) химические (обработка кислотами, щелочами
или совместно). В зависимости от метода подготовки результаты
анализа одной и той же породы могут получиться различные.
При дисперсионном анализе Н . А. Качинский (1948) рекомендует
применять следующую методику. Из породы удаляются карбонаты
действием на нее 0,2-н HCl до прекращения выделения пузырьков
углекислого газа.
После разрушения карбонатов анализируемая навеска перено­
сится на фильтр и промывается 0,05-н HCl до исчезновения реакции
на Ca. Д л я этого небольшое количество фильтрата в пробирке нейтра­
лизуют 10%-ным аммиаком, добавляя последний до появления за­
п а х а . Затем подкисляют раствор несколькими каплями 10%-ной
уксусной кислоты, добавляют насыщенный раствор щавелево-кислого
аммония и подогревают содержимое пробирки до кипения. При
наличии кальция образуется муть и выпадает осадок, состоящий
из C a C O . После исчезновения реакции на Ca навеска на фильтре
промывается дистиллированной водой до исчезновения реакции
на х л о р , что проверяется действием на фильтрат 5%-ной AgNO
в среде, подкисленной 10%-ной H N O . После удаления из фильтрата
хлора навеска подвергается гранулометрическому анализу.
С. С. Морозов (1951) рекомендует проводить гранулометрический
анализ карбонатных пород без химической их обработки с помощью
простого насыщения N a по специально разработанной методике.
П. П. Авдусин (1953) советует обрабатывать испытуемый обра­
зец 3 % - н о й HCl, а затем аммиаком. Д л я разрушения небольших
3
2
4
3
3
+
26
комочков, остающихся после размачивания, он рекомендует осто­
рожное их растирание.
М. Ф . Викулова предлагает применять для подготовки глин
к гранулометрическому анализу следующую методику. Пластичные
незасоленные и некарбонатные глины перед анализом только разма­
чиваются. Небольшое количество содержащихся в них электролитов
удаляется путем сливания воды, находящейся над размокшей гли­
ной. Карбонатные глины обрабатываются 2 — 3 % -ной HCl на холоде
до прекращения выделения пузырьков газа от свежей порции кис­
лоты. Глины отмывают на фильтре горячей водой до отрицательной
реакции на Сl с последующей добавкой N H O H для пептизации
суспензии.
Для удаления из породы доломита, сидерита и окисных соедине­
ний железа требуется применение более концентрированной соляной
кислоты и кипячение в ней породы. Однако это приводит к разруше­
нию глинистых минералов.
Н. М. Страхов (1957) считает, что карбонатный материал глин,
особенно кальцитовый, всегда в большей или меньшей степени пере­
кристаллизован в ходе диагенеза и эпигенеза и, следовательно, по
гранулометрическому составу отличается от карбонатного компо­
нента исходного осадка. В связи с этим и современный «истинный»
гранулометрический состав породы уже не тождествен гранулометри­
ческому составу исходного осадка. Стремиться точно передать
современный гранулометрический состав глин и песков пород, сохра­
няя при этом карбонатные компоненты в неприкосновенности, сле­
дует при изучении коллекторских свойств пород. При обычном же
литологическом изучении с целью выяснения генезиса карбонат­
ные частицы, как заведомо изменившие свои размеры в результате
позднейшей перекристаллизации, должны быть удалены из породы
(растворением в 2—3%-ной HCl).
Для гранулометрического анализа песчано-алеврито-глинистых
пород, содержащих частицы менее 0,25 мм, применяются гидравли­
ческие методы, основанные на зависимости между размером зерен
и скоростью осаждения их в воде.
Наиболее распространены в практике методы Сабанина, АзНИИ
и Робинзона, или пипеточный. Они основаны на том, что после опре­
деленного промежутка времени в верхнем столбе суспензии не остается
частиц крупнее заданного размера. При работе по методам Сабанина,
АзНИИ и Робинзона достигается полное разделение частиц различ­
ного размера, что позволяет получить определенные размерные
фракции.
В основе расчетов, производимых при гидравлических способах
анализа, лежит формула Стокса:
4
27
удельный вес воды в Г/см ; g — ускорение силы тяжести в м/сек ;
η— вязкость воды в спз
.
Для производства ориентировочных расчетов формула Стокса
может быть упрощена, если принять, что Δ = 1 (для воды), η =
= 0,0114 (для воды при 15° С), Δ = 2 , 6 5 .
Тогда формула Стокса примет вид:
3
2
2
1
где d — диаметр частицы
в жидкости в см/сек
.
в
мм;
v — скорость
падения
частиц
Формула Стокса теоретически применима к частицам размером
от 0,01 до 0,002 мм.
Практически верхним пределом применимости формулы Стокса
на основании ряда исследований (Аллена, Арнольда и др.) считают
частицы 0,1 мм, а нижним пределом частицы 0,001 мм и даже менее.
Согласно данным Перрена,
Перрона, формула Стокса оказалась применима
для частиц диаметром 0,00045—0,00014 мм (Сергеев, 1946).
По Е . М. Сергееву, частицы меньше нижнего предела испытывают
на себе значительное влияние броуновского движения; падение их
затруднено также присутствием на поверхности значительного коли­
чества (относительно к их массе) адсорбированной воды. Формула
Стокса выведена для частиц сферической формы. Практически
частицы породы не удовлетворяют этому требованию. Поэтому
Свен Оден ввел понятие об эквивалентном радиусе, равном радиусу
шара, осаждающегося с такой же скоростью, как и данная частица.
На скорости осаждения сказывается также удельный вес зерен.
Обычно при расчетах скорости осаждения частиц исходят из того,
что они сложены кварцем (удельный вес 2,65). Однако разнообразие
и непостоянство удельного веса частиц, слагающих породу (глауко­
нит — от 2,2 до 2 , 8 ; монтмориллонит — от 1,7 до 2,6; иллит — от 2,1
до 2,7 и т. д . ) , снижают точность гидравлических методов.
К а к показывает формула Стокса, скорость осаждения частиц
в значительной мере зависит от вязкости воды, определяемой в пер­
вую очередь ее температурой. При повышении температуры воды
с 5 до 30° С скорость осаждения возрастает почти в 2 раза. Кроме
того, вязкость воды зависит от количества взвешенных частиц.
М е т о д С а б а н и н а используется для анализа алевритовых
пород, имеющих небольшое содержание (не свыше 1 0 % ) частиц диа­
метром менее 0,01 мм. Он позволяет выделить следующие фракции
(в мм):
мм): крупнее 0 , 2 5 ; 0 , 2 5 — 0 , 0 5 ; 0 , 0 5 — 0 , 0 1 и меньше 0 , 0 1 .
Методом Сабанина можно выделять и частицы меньше 0,001 мм,
однако для этого требуется много времени из­за медленного оседа­
ния глинистых частиц. По исследованиям М. М. Филатова, коли­
чество глинистых частиц, полученных методом Сабанина, всегда
бывает завышено, так как при сливании сифон обычно засасывает
вместе с глинистыми частицами более крупные. Этот недостаток
в методике Сабанина сказывается не только при отделении частиц
28
меньше 0,001 мм, но и при отделении более крупных частиц —
меньше 0,01 мм.
М е т о д Р о б и н з о н а (пипеточный метод) основан на отборе
пипеткой пробы, в которой и определяют содержание частиц иско­
мого размера. Этим методом с достаточной точностью определяется
содержание в породе фракций диаметром 0 , 2 5 — 0 , 0 5 ; 0 , 0 5 — 0 , 0 1 ;
0 , 0 1 — 0 , 0 0 5 ; 0,005—0,001 мм и меньше. При наличии в породе более
крупных фракций этот метод должен применяться в комбинации
с ситовым методом. Пипеточный метод может применяться и в комби­
нации с методом Сабанина. При этом пипеточным методом производят
определение содержания фракций диаметром только менее 0,01 мм.
Метод
АзНИИ подробно описан И. А. Преображенским и
С. Г. Саркисяном (1954). Отмучивание частиц проводят в банках,
сливание части суспензии осуществляют с помощью резинового
шланга.
При использовании метода АзНИИ наблюдается переотмучивание
тонких частиц за счет засасывания резиновым шлангом при слива­
нии вместе с глинистыми частицами частиц более крупных, что
приводит к завышению содержания глинистой (пелитовой) фракции.
Определение карбонатности пород
Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей
угольной кислоты. Нефтегазосодержащие породы могут целиком
состоять из карбонатов (известняки, доломиты) или содержать их
в различных количествах в виде цементирующего материала (песча­
ники, алевролиты). Определение карбонатов в породах-коллекторах
имеет важное значение для выяснения их коллекторских свойств,
а также возможности применения кислотной обработки забоя с к в а ­
жин с целью увеличения проницаемости призабойной зоны пласта
и получения больших дебитов нефти и г а з а .
Наиболее простое и быстрое определение карбонатности дает
метод Кларка. Принцип анализа основан на измерении объема C O ,
выделяющейся при разложении крепкой HCl исследуемого образца.
Общее количество карбонатов относят обычно к CaCO , так к а к
углекислый кальций наиболее распространен в породах.
2
3
Изображение и интерпретация гранулометрического
состава
Результаты гранулометрического анализа сводят в таблицы,
а также изображают графически в виде циклограмм и гистограмм,
кумулятивных или интегральных кривых в прямоугольных и тре­
угольных координатах.
Циклограмма представляет собой к р у г , площадь которого при­
нимается равной 1 0 0 % . Он разбивается на секторы, площади кото­
рых пропорциональны содержанию фракций. Каждому проценту
содержания соответствует угол 3,6°. Площади секторов покрываются
условной штриховкой, соответствующей определенным гранулометри­
ческим фракциям.
29
Гистограммы представляют собой столбчатые диаграммы, кото­
рые строят или на произвольно выбранных равных отрезках (при­
ближенный способ изображения), или на отрезках, представляющих
собой логарифмы конечных размеров фракций. Высоты прямоуголь­
ников соответствуют процентному содержанию тех или иных фрак­
ций.
Кумулятивные (интегральные) кривые, или кривые однородности,
изображают сумму фракций меньше определенного диаметра, откла­
дываемого по оси абсцисс. По оси абсцисс располагается шкала раз­
меров зерен или их логарифмов; по оси ординат откладывается про­
центное содержание фракций. Разность между любыми двумя орди­
натами интегральной кривой показывает содержание частиц, диа­
метры которых находятся на участке, заключенном между соответ­
ствующими
абсциссами
интегральной кривой.
При крутом наклоне
кривой к оси абсцисс наб­
людается большое содер­
жание
соответствующих
гранулометрических фрак­
ций, что указывает на од­
нородность зерен по раз­
меру. Пологий наклон кри­
вой к оси абсцисс указы­
вает на разнородный гра­
нулометрический
состав
породы.
Рис.
2. К у м у л я т и в н а я
(интегральная)
кри­
Для сопоставления ре­
вая гранулометрического
состава.
зультатов нескольких гра­
Q — первый
квартиль; Q — третий
квартиль;
нулометрических
анали­
Md — медианный диаметр.
зов с выделением песчаной,
алевритовой и пелитовой
фракций применяют треугольные диаграммы. Каждой вершине равно­
стороннего треугольника соответствует 100%-ное содержание одной из
фракций. Сумма расстояний любой точки, находящейся внутри
разностороннего треугольника, от трех его сторон есть величина
постоянная и равная высоте треугольника, поэтому три грануло­
метрические фракции породы всегда составляют 1 0 0 % . Положение
точки в треугольнике характеризует гранулометрический состав;
расстояния точки от сторон треугольника характеризуют отдельные
фракции породы.
Гранулометрические коэффициенты — средний размер зерен, ко­
эффициент сортировки и коэффициент асимметрии — отражают основ­
ные особенности распределения зерен в изучаемом образце. Средним,
или медианным, диаметром Md по Т р а с к у называется такой размер,
меньше и больше которого содержится по 5 0 % частиц. Средний диа­
метр определяется по нарастающей кривой и представляет собой
абсциссу точки пересечения кривой с ординатой 5 0 % (рис. 2).
1
30
3
Коэффициент сортировки (неоднородности) при гидрогеологиче­
ских исследованиях представляет собой по А. Хазену отношение
размера зерен, составляющих 6 0 % породы, к размеру зерен, соста­
вляющих 1 0 % . Эти величины находятся на нарастающей кривой
и представляют собой абсциссы точек пересечения этой кривой,
с ординатами, соответственно равными 10 и 6 0 % . Чем больше коэф­
фициент неоднородности, тем более разнородной по гранулометри­
ческому составу является порода.
В литологии коэффициент сортировки S определяется к а к отно­
шение диаметров, соответствующих 75- и 25%-ному содержанию
частиц, которые находятся по нарастающей кривой (рис. 2 ) . При
построении нарастающей кривой используются логарифмы, поэтому
определяемые по ней величины квартилей (гранулометрические
коэффициенты) выражены в логарифмах, по которым находят к в а р ­
тальные размеры зерен в миллиметрах (Ханин, 1965).
При шкале, увеличивающейся слева направо (рис. 2 ) ,
0
а при шкале, убывающей слева направо,
Величина коэффициента сортировки в той или иной степени зави­
сит от условий отложения осадка. По данным Л . Б . Р у х и н а (1937),
прибрежные пески в связи с неоднократным взмучиванием и удале­
нием частиц неоднородного размера характеризуются лучшей сорти­
ровкой по сравнению с речными песками, обладающими таким же
средним размером зерен. Коэффициент асимметрии указывает,
в какую сторону (больших или меньших размеров) сдвинута
мода (диаметр наиболее распространенных частиц) относительно
вычисленного
медианного диаметра. Коэффициент
асимметрии
31
характеризует симметричность распределения зерен
среднего размера.
По Траску, коэффициент асимметрии
относительно
где Q — первый квартиль (абсцисса точки пересечения кумулятив­
ной кривой с ординатой 2 5 % ) ; Q — третий квартиль (абсцисса
точки пересечения кумулятивной кривой с ординатой 7 5 % ) ; Md —
медианный диаметр (абсцисса точки пересечения кумулятивной
кривой с ординатой 5 0 % ) .
По В . Крумбейну и Л . Слоссу (1960), коэффициент асимметрии
равен
1
3
Данные гранулометрического анализа гранулярных терригенных
пород, в особенности пересчитанные на гранулометрические коэффи­
циенты, в определенной мере позволяют судить о их структурном
облике и условиях накопления осадков (Passega, 1957; Петров­
ская, 1959).
Использование данных гранулометрического анализа для
определения суммарной мощности песчаных отложений,
тонко и часто переслаиваемых глинами
Тонкослоистый разрез, представленный частым чередованием
песчаных отложений с глинистыми, достаточно труден для изучения,
особенно при подсчете суммарной мощности коллекторов.
Применяемый при исследовании разрезов скважин размер зондов
значительно превышает мощность микропропластков, и регистрация
электросопротивлений получается искаженной. В дальнейшем можно
надеяться, что исследователи-геофизики смогут разрешить и этот
сложный вопрос, а пока для установления суммарной мощности
песчаных коллекторов в тонкослоистом разрезе приходится приме­
нять довольно трудоемкие методы.
Т а к , суммарная мощность песчаных коллекторов в разрезе тонко
и часто переслаивающихся пород обычно определяется при помощи
детального визуального подсчета песчаных прослоев (коллекторов)
и глин по образцам керна пород. С этой целью вынос керна должен
быть максимально большим, так как весь керн рассматривается,
описывается и замеряется (прослои пород-коллекторов и неколлек­
торов).
Обычно при подъеме керна пород, характеризующихся частым
переслаиванием песчаных и глинистых отложений, на месте буровых
работ описывают керн с визуальным подсчетом тонкопесчаных про­
слойков. Суммируя мощности прослойков песка по разрезу продук­
тивной толщи, узнают ее общую эффективную мощность. Однако
32
далеко не везде тщательно производят замеры прослойков песка,
алевритов, алевролитов среди глин; часто это весьма затруднительно,
особенно при очень тонком переслаивании отложений друг с другом
или линзообразной, петельчатой форме залегания песчаных и алев­
ритовых пород. Лица, проводящие такие замеры, должны обладать
достаточной квалификацией. Сопоставление описаний керна таких
пород, проведенное разными авторами, показывает, что величина
мощности тонкопесчаных прослоев ими определена по-разному.
Для того чтобы избежать этого субъективного момента в прове­
дении исследований, связанных с подсчетом мощности продуктивных
отложений, А. А. Ханин (1954) предложил проводить такой подсчет,
пользуясь методом бороздовой пробы. Метод заключается в следу­
ющем. Из керна, поднятого на поверхность и освобожденного от
рубашки глинистого раствора, с четырех сторон делают вертикаль­
ные срезы; берут бороздовые пробы, в которые входит материал
не только песчаных прослоев (коллекторов), но и глинистых (некол­
лекторов).
В глинах содержится тонкопесчаный материал в виде рассеянных
зерен в цементирующей их глинистой массе. Этот тонкопесчаный
материал не является коллектором для жидких и газообразных
флюидов. Проводят гранулометрический анализ бороздовой пробы.
В полученные данные вносят поправку на тонкопесчаную часть,
содержащуюся в глинах и не являющуюся коллектором. Величина
содержания тонкопесчаной части, разбросанной в глинистой массе,
соответствующим образом вычитается из данных о гранулометриче­
ском составе бороздовой пробы.
Для того чтобы это сделать, тщательно анализируются тонкопесча­
ная часть, содержащаяся в прослоях, и чистые прослои глин; опре­
деляются их гранулометрический состав и плотность (объемные
веса). Зная плотность песка и глины и интервал отбора керна, опре­
деляют суммарный объем этих компонентов в столбе керна, характе­
ризующего тот или иной интервал глубин. Далее, зная интервал
глубин, определяют эффективную мощность песчаных отложений.
Ниже приведен расчет суммарной мощности песчаных отложений.
Порода состоит из песчаной части х и глинистой у
х + у = 100%.
Однако в песчаных прослоях по
анализа содержится не 1 0 0 % песчаных
частицы глинистые (пелитовые).
В глинистых прослоях содержится
ющихся коллектором и рассеянных в
Тогда
(1)
данным гранулометрического
частиц, а только А , остальные
В песчаных частиц, не явля­
теле глины.
(2)
3 Заказ 2 2 1 1 .
33
где Л — содержание песчаных частиц в песчаных прослоях; В—
содержание песчаных частиц в глинистых прослоях; С — содержание
песчаной части в бороздовой пробе.
Заменяем в уравнении (2) значение у, выраженное через х,
Тогда
(3)
Заменим в уравнении (3) правую часть через D, тогда
x = D,
где D — содержание в породе песка-коллектора в % вес.
Вводя D,
получаем
у = 100 — D .
Заменяем (100 — D) через Е,
получаем
V =
E,
где E — содержание глинистой части в породе в % вес.
Объемное количество песка
формулам:
V
x
и глины
V
y
определяется
по
(4)
(5)
Суммарный объем столба песка и глины в изучаемом керне опре­
деляется путем сложения их объемных количеств
(6)
Содержание песка и глины в % объемн. рассчитывают по фор­
мулам:
(7)
(8)
Эффективная мощность песка H
xэ
определяется по формуле
(9)
где H — мощность изучаемого интервала в м.
Пример такого расчета приведен ниже. Принимаем, что х + у =
= 1 0 0 % . Предположим, что согласно экспериментальным данным
34
среднее содержание фракций в глине и песке (включая сюда и алев­
ритовую фракцию) следующее: песок x содержит фракций диаметром
меньше 0,01 мм — 5 % и фракций диаметром больше 0,01 мм —
9 5 % ; глина у содержит фракций диаметром меньше 0,01 мм — около
5 5 % и фракций диаметром больше 0,01 мм — 4 5 % .
Предположим, что в скважине поднят керн с глубины 8 7 1 , 5 —
871,8 м; мощность рассматриваемого слоя H — 0,3 м. Порода пред­
ставляет собой частое чередование тонкого песка с глиной.
Гранулометрический состав средней пробы показал следующее:
песчаная часть (0,25—0,01 мм) — 7 0 , 9 1 % и глинистая часть (меньше
0,01 мм) - 2 9 , 0 9 % .
Определение доли песка и глины в породе вычисляется по содер­
жанию глины или песка. К а к указывалось выше, не весь песок по­
роды является коллектором. Песчаная часть, находящаяся в породе
в виде сообщающихся между собой прослойков, является коллекто­
ром; разобщенные глинистой массой отдельные зерна не предста­
вляют практического интереса. Поэтому для определения суммарной
мощности песчаных коллекторов в полученный гранулометрический
состав вносится поправка на содержание песка (неколлектора), нахо­
дящегося в базальном глинистом цементе.
В нашем примере пелитовых частиц (диаметром меньше 0,01 мм) в
песчаных прослоях содержится в среднем 5% от количества песка, т. е. 5/100
х и песчаных частиц 95%, или 95/100 x, где х — содержа­
ние песчаной части в породе.
В глине пелитовых частиц содержится в среднем до 5 5 % от коли­
чества глины, т. е.55/100y,и песка, разбросанного в теле глины, 45 % ,
или45/100у, где у — содержание глинистой части в породе.
Проводим расчет по песку. Содержание песчаной части в породе
по данным гранулометрического состава в нашем примере равно
7 0 , 9 1 % . Песчаная часть, содержащаяся в песке и глине, составляет
Заменяя в нашем примере у через х, получим
х = 5 1 , 8 2 % — содержание песка, являющегося коллектором; у =
= 4 8 , 1 8 % — содержание глины в породе.
Эти же величины можно было бы получить при проведении расчета
по глине.
3*
35
Проводим расчет по глине. Согласно аналитическим данным
в нашем примере пелитовых частиц (меньше 0,01 мм) в песке содер­
жится 5 % от количества песка, т. е.5/100х в самой глине пелитовых
Тогда
Таким образом, получим те же величины, что и при расчете по
песку.
При массовых определениях вычисление удобней проводить
по содержанию пелитовой части, так как чтобы по данным грануло­
метрического анализа узнать величину песчаной части, служащей
коллектором, необходимо просуммировать содержание всех фрак­
ций крупнее 0,01 мм.
В случае небольшого содержания в породе легко растворимых
солей (до 5 — 6 % ) их следует суммировать с пелитовой частью. При
содержании легко растворимых солей более 5 — 6 %
процентное
содержание солей следует пропорционально отнести к содержанию
гранулометрических фракций.
Чтобы получить объемные количества песка V и глины V ,
необходимо их содержание х, у разделить соответственно на объем­
ные веса у , у :
x
y
х
Определение объемного веса (плотности) пород, характеризу­
ющихся частым переслаиванием глин с тонкозернистыми песками,
должно проводиться отдельно для глин и песчаной части при сохра­
нении их естественной структуры. Это достигается парафинированием
образцов пород, содержащих в л а г у , после чего определяется их
объемный вес во влажном состоянии. В отдельном образце породы
определяется влажность, после чего объемный вес пересчитывается
на сухое состояние породы. Д л я этого вводится поправка на влаж­
ность.
В приведенном примере глины характеризуются объемным весом
у у, равным 2,0 Г/см ; песчаные отложения имеют объемный вес у ,
равный 1,7 Г/см .
Объемное количество песка V = 51,82 : 1,7 =
= 30,48 и глины V = 4 8 , 1 8 : 2,0 = 2 4 , 9 .
Для того чтобы определить мощность песка в рассматриваемом
интервале глубин, необходимо предварительно подсчитать суммар­
ный объем столба песка и глины, а также вычислить содержание
песка и глины в % объемн.
3
3
y
36
х
x
Расчет производится следующим образом. Определяется суммар­
ный объем столба глины и песка в изучаемом керне. Путем сложения
объемов песка и глины определяют суммарный объем этих компо­
нентов. По формуле (6)
Производим расчет содержания песка и глины в
используя формулы (7) и (S)
%
объемн.,
Зная мощность изучаемого интервала глубин H по формуле (9)
определяем эффективную мощность песка h
и мощность глини­
стой части h„
1
Xa
При большом количестве ана­
лизируемых
проб
следует по­
строить номографическую кривую.
Для этого на оси абсцисс следует
отложить значения
содержания
песка, выраженные в % объемн.,
полученные по формуле (7), и на Р и с . 3. Н о м о г р а ф и ч е с к а я к р и в а я
оси ординат — содержание пели­ п е р е х о д а о т с о д е р ж а н и я п е л и т о в о й
товой или песчаной части по дан­ чж ааснтии ю в п еб со кр ао з дво впоейс ч па рноыбхе пк р оссолдоеяр х­
ным гранулометрического анализа ( к о л л е к т о р ы г а з а х а д у м с к о г о г о р и ­
бороздовой пробы. Это намного з о н т а С е в е р о - С т а в р о п о л ь с к о г о м е ­
сторождения).
упростит
дальнейшие
расчеты
эффективной мощности песчаных
отложений, которые сведутся к несложным вычислениям по фор­
муле (9). Значение содержания песка, выраженное в % объемн.,
для приведенного выше примера можно быстро подсчитать по но­
мограмме (рис. 3 ) . Вводя величину х в формулу (9) и зная мощ­
ность рассматриваемого интервала глубин, можно легко подсчитать
эффективную мощность песчаной части h .
Приведенным методом изучались многие разрезы хадумского
газоносного горизонта Ставрополья. Это дало нам возможность
построить карту равных значений песчанистости и подсчитать
у
Xb
37
суммарные эффективные мощности коллекторов газа для ряда газонос­
ных площадей (Ханин, 1965). Сравнение результатов подсчета песчанистости, полученных данным методом, с визуальным замером
прослоев показало, что в последнем случае суммарная песчанистость
оказывается выше на 1 3 % и более по сравнению с бороздовым
методом.
Классификация глинисто-алеврито-песчаных пород, основанные
н а размере и группировке гранулометрических фракций
Дисперсные породы характеризуются различным сочетанием
минеральных частиц по величине и форме. Частицы, близкие по
своим размерам, объединяются в соответствующие группы, которые
называются гранулометрическими фракциями породы. Гранулометри­
ческий состав породы зависит от сочетания гранулометрических
фракций, которые обычно выражают в процентном отношении к весу
абсолютно сухого образца.
По преобладанию обломков различного размера среди песчаных
пород (рыхлых — псаммитов и плотных — псаммитолитов) выделяют
следующие группы, содержащие более 6 0 % обломков определенных
размеров (мм):
Гравий
Грубозернистые
Крупнозернистые
С р едне зернистые
Мелкозернистые
>2,0
1,0—2,0
0,5—1,0
0,25-1,0
0,10-0,25
Песчаные породы, содержащие более 1 0 % других фракций, назы­
ваются соответственно глинистыми, алевритистыми и т. д. В природе
широко распространены пески различных генетических видов со все­
возможным сочетанием гранулометрических фракций.
В СССР алевритовыми породами, по предложению А. Н. Заварицкого, называют породы, состоящие более чем на 5 0 — 6 0 % из облом­
ков диаметром от 0,10 до 0,01 мм. Эту группу пород расчленяют
на мелкоалевритовую и крупноалевритовую с размерами зерен
от 0,01 до 0,05 и от 0,05 до 0,10 мм.
Многие авторы описывали алевритовые породы под названием
тонкозернистых песчаников.
Д л я обозначения сцементированных алевритов В . П. Батурин
(1934) в в е л термин алевролит. Л . Б . Р у х и н (1956) предлагает считать
алевритовыми частицы размером от 0,05 до 0,005 мм («силт», по
данным американских авторов) и подразделяет их на крупные
( 0 , 0 5 — 0 , 0 1 мм) и мелкие (0,01—0,005 мм).
И. В . Попов ограничивает нижнюю границу песчаной фракции
диаметром 0,05 мм, исходя из того, что свойства песков значительно
изменяются при прибавлении к ним пылеватых частиц. Т а к , приба­
вление к песку частиц размером 0 , 2 5 — 0 , 0 5 мм мало влияет на его
свойства, в то время как прибавление к песку пылеватых частиц
38
значительно уменьшает его пористость, фильтрационную способность
и увеличивает капиллярное поднятие. Фракция 0 , 2 5 — 0 , 0 5 мм
практически является водопроницаемой, тогда как пылеватые час­
тицы, подобно глинистым, практически водонепроницаемы и с трудом
отдают воду.
Изучение Свойств песчано-алевритовых коллекторов газа и нефти
действительно показывает, что породы, сложенные крупноалеври­
товой фракцией (0,10—0,05 мм), близки по своим свойствам к песча­
ным породам.
Встречающиеся на больших глубинах (свыше 3000 м) алевролиты
с преобладанием крупноалевритовой фракции могут обладать доста­
точной пористостью и проницаемостью, представляющей практиче­
ский интерес, тогда как в этих же условиях залегания алевролиты,
содержащие в основном
мелкоалевритовую
фракцию
(0,05 —
0,01 мм), чаще всего практически непроницаемы.
Н. Н. Карлов (1955) алевритовые фракции принимает в границах
0,10—0,005 мм и разделяет их на три фракции: крупноалевритовую
(0,10—0,05 мм), среднеалевритовую (0,05—0,01 мм) и мелкоалеври­
товую с диаметром частиц от 0,01 до 0,005 мм. Частицы фракции
диаметром меньше 0,01 мм называют пелитом: крупным (0,01 —
0,001 мм) и мелким или тонким (меньше 0,001 мм). В практике инже­
нерно-геологических работ иногда частицы менее 0,01 мм называют
физической глиной. К собственно глинистым относят частицы диа­
метром меньше 0,001 мм.
С. С. Морозов, изучая физические свойства фракций от 0,01
до 0,001 и менее 0,001 мм, выделенных из лёссови глин, у к а з ы в а л ,
что наблюдается резкое изменение минералогического состава,
физических свойств и емкости поглощения у частиц меньше 0,001 мм
по сравнению с более крупными частицами.
Весьма дробная гранулометрическая классификация песков раз­
работана Е . М. Сергеевым (1953). Она основана на инженерностроительных свойствах пород в зависимости от их гранулометриче­
ского состава. Пески подразделяются на три класса в зависимости
от наличия в них гравийных, песчаных и пылеватых частиц. Каждый
класс распадается на три группы песков по степени их отсортиро­
ванное™. В свою очередь группы песков подразделяются на опре­
деленное количество видов песков, в зависимости от степени их дис­
персности.
Классификацию обломочных пород по размеру частиц в США
обычно производят по шкале Уэнтворса. Частицы породы разбиты
на разряды по размерам; средний размер зерна в разряде составляет
половину медианы частиц следующего разряда, более грубозерни­
стых (Ханин, 1965).
В грунтоведении большой известностью пользуется гранулометри­
ческая классификация грунтов В . В . Охотина (1933), построенная
на основе изучения физических и механических свойств г р у н т о в .
Применение классификации В . В . Охотина при оценке пород-коллек­
торов вызывает трудности,
связанные
с отличием
размеров
39
и наименования гранулометрических фракций от таковых в нефтяной
геологии. В . П. Флоренский, Г. И. Теодорович, А. В . Максимов,
Л . В . Пустовалов, М. А. Кашкай, Ш. А. Азизбеков, Н. В . Кирса­
нов, Ю. В . Сементовский и Л . Б . Рухин для классификации пелитоAneftpuHl
Лесой
Рис.
Глина
4.
Схема
классификации
глинисто-алеврито-песчаных
ровичу,
1938).
пород
(по
Теодо-
I — песок; 2 — песок слабоалевритовый; 3 — песок алевритовый; 4 — песок сильно алев­
ритовый; 5 — песок глинисто-алевритовый; 6 — песок алеврито-глинистый;
7 — песок
сильно глинистый; 8 — песок глинистый; 9 — песок слабоглинистый; 10 — алеврит;
II — алеврит слабоглинистый; 12 — алеврит глинистый; 13 — алеврит сильно глинистый;
14 — алеврит песчано-глинистый; 15 — алеврит глинисто-песчаный; 16 ~ алеврит сильно
песчаный; 17 — алеврит песчаный; 18 — алеврит слабо песчаный; 19 — глина; 20 — глина
слабо алевритовая; 21 — глина алевритовая; 22 — глина сильно алевритовая; 23 — глина
песчано-алевритовая; 24 — глина алеврито-пеечаная; 25 — глина сильно песчаная; 26 — гли­
на песчаная; 27 — глина слабо песчаная; 28 — супесь глинистая; 29 — супесь алевритовая;
30 — гипалеврит песчаный; 31 — гипалеврит глинистый; 32 — суглинок
алевритовый;
33 — суглинок песчаный
алеврито-песчаных пород применили разностороннюю треугольную
диаграмму, построенную в барицентрических координатах.
В классификации Г. И. Теодоровича (1938) песками, алевритами
и глинами называются породы, в которых главный компонент соста­
вляет не менее 9 0 % породы (рис. 4 ) .
40
Из рис. 4 видно, что если глинисто-алеврито-песчаная порода
содержит более 5 0 % какого-либо компонента, то этим определяется
принадлежность ее к группе песков, алевритов или глин. Название
породы уточняется на основании примеси частиц (одной, а иногда
и д в у х групп), содержание которых в породе более 1 0 % . Породы,
в которых количество каждого компонента не достигает 5 0 % , назы­
ваются в зависимости от преобладания тех или иных фракций песка
(супесь), глины (суглинок) или алеврита (гипалеврит).
Классификация Л . В . Пустовалова, М. А. Кашкай, Ш. А. Азизбекова, А. Г. Алиева, С. Г . Саркисяна, А. Д . Султанова и Г. Ю. Ф у к с Романовой предусматривает содержание в песках, алевролитах
и глинах не менее 8 0 % главного компонента (Ханин, 1965).
В классификации глинисто-алеврито-песчаных пород Л . В . Пусто­
валова (1947) выделяются всего 13 групп разностей пород. Это удобно,
так как позволяет быстро отнести породу к тому или иному типу.
Кроме того, данная классификация является генетической. Класси­
фикация песчано-алеврито-г л инистых пород Л . Б . Р у х и н а (1956),
менее дробная, чем другие подобные классификации.
Глава
III
ПОРИСТОСТЬ
Общие сведения. Пористость терригенных и карбонатных пород
Породы-коллекторы осадочного происхождения состоят из меха­
нически или химически отложившихся твердых материалов или
из остатков животных и растений. Д л я того чтобы осадочные породы
могли служить коллекторами нефти и г а з а , они должны содержать
пустоты.
Пористыми материалами вообще называются твердые тела, содер­
жащие в достаточно большом количестве пустоты, размер которых
значительно меньше размера тела.
Пористое пространство пород определяется не только размерами
и конфигурацией зерен, но и наличием трещин, плоскостей напласто­
вания и присутствием в порах цементирующих веществ.
Пористость пород может обусловливаться как процессами седи­
ментации, так и процессами химического растворения. В большинстве
карбонатных коллекторов пористость является следствием растворе­
ния кальцита пластовыми водами, содержащими растворенную угле­
кислоту. Поровые пространства таких пород представлены обычно
каналами и кавернами. В осадочных породах пористость обусловли­
вается наличием промежутков между отдельными зернами породы
(межзерновая пористость).
Пористость т определяется отношением пустотного пространства
породы к ее общему объему и выражается обычно в процентах или
д о л я х единицы.
Величина пор песчано-алевритовых пород сильно колеблется
в зависимости от величины и формы зерен, плотности укладки и сцементированности зерен.
Величина пористости различных пород изменяется в широких
пределах от долей процента до нескольких десятков процентов.
Д л я бакинских нефтяных песков пористость колеблется от 18 до
5 2 % , ставропольских газоносных алевритов — от 30 до 4 0 % , волго­
градских (Арчеда, Жирное) нефтеносных яснополянских песчани­
ков - от 20 до 2 7 % и т. д. Пористость карбонатных пород обычно
колеблется в пределах 3 — 3 0 % . Пористость глин может достигать
42
4 0 — 5 0 % и выше. Т а к , пористость сарматских глин северо-западного
Приазовья оказалась равной 5 3 % (Ханин, 1963). Наиболее распро­
страненные значения пористости терригенных коллекторов Русской
платформы — 1 7 — 2 4 % .
По данным А. Мелчера (A. F . Melcher, 1921), границы пористости
нефтеносных и газоносных песков лежат в пределах от 7 до 41 % ;
%
П е с к и из П е й , П е н с и л ь в а н и я
Нефтеносный песок из Бредфорда
Песок из Ф е р с т - У о л - К р и к , Вайоминг
Нефтеносный песок из Н ы о - К а с т л ь
Нефтеносный песок из Бартлес-Филъд,
Песок Х и к м а н из Бербанк
Песок Пей из Г о л ф - К о с т , Техас
Газоносный песок, Луизиана
Оклахома
. . . .
7—19
15-19
17-26
12-26
12—39
13-33
8-34
14—41
Породы-коллекторы пористостью меньше 5 % , лишенные трещин
разломов и каверн, считаются обычно непромышленными.
А. И. Леворсен (1958) приводит приблизительную полевую оценку
пористости: пренебрежимо м а л а я — - 0 — 5 % , плохая — 5 — 1 0 % ,
удовлетворительная — 1 0 — 1 5 % , хорошая — 1 5 — 2 0 % , очень хоро­
шая — 2 0 — 2 5 % . Однако следует помнить, что в зависимости от гра­
нулометрического состава, сложения и цементации песчано-алевритовые породы могут значительно отличаться по свойствам. Т а к ,
при равной пористости песчаники и алевролиты характеризуются
различной фильтрационной способностью, зависящей от крупности
сечений поровых каналов и их содержания в поровом объеме.
Пористая среда характеризуется рядом геометрических свойств:
пористостью общей, пористостью открытой (учитывающей объем
только взаимосвязанного порового пространства), удельной вну­
тренней поверхностью и извилистостью.
Удельная внутренняя поверхность характеризуется отношением
внутренней поверхности твердой фазы к вмещающему объему и выра­
жается в единицах, обратных длине.
Извилистость ранее вводилась как кинематическая характери­
стика. Она равна относительной средней длине пути, пройденного
жидкой частицей от одной стороны пористой среды к другой,
и является безразмерной величиной.
Ряд исследователей (Archie, 1942; W y l l i e , Spangler, 1952 и др.)
считали возможным определять извилистость путем измерения элек­
трического сопротивления, так как ток должен протекать по системе
капилляров, составляющих поры. Существует еще понятие о гео­
метрической величине, характеризующей размеры пор любой пори­
стой среды. Однако система пор пористых тел образует сложную
поверхность, которую геометрически трудно представить.
Размер пор удобно характеризовать диаметром. Однако предста­
вление о диаметре возможно в случае к р у г л ы х пор, что бывает
весьма редко. Кроме того, стенки пор расходятся и сходятся, поэтому
%
43
поры не обладают нормальным сечением. Тем не менее приближенно
определяют размер пор и их распределение.
В отличие от идеальной породы зерна осадочных отложений
обычно бывают различной формы. Даже хорошо окатанные песча­
ники редко имеют правильную сферическую форму. Пористость
породы, состоящей из сферических зерен разной величины, может
быть выше или ниже теоретической в зависимости от степени разно­
образия величины составляющих зерен.
Теоретическая пористость агрегатов, составленных из сфер одина­
кового диаметра, в зависимости от укладки (ромбической и кубиче­
ской) может колебаться от 2 5 , 9 6 до 4 7 , 6 % . Эти пределы хорошо
совпадают с пределами пористости песков, большинство которых
при естественном залегании имеет пористость от 30 до 5 0 % . При
кубической (менее плотной) укладке сферических зерен пористость
можно подсчитать следующим образом. Элемент пористой среды
представляет собой некоторый куб с размером ребер 2г, где г —
радиус единичного сферического зерна. Следовательно, полный объем
пористого элемента
Т а к как элемент пористой среды состоит из восьми частиц, каж­
дая из которых составляет V сферы, то объем зерен в элементе равен
8
Таким образом, пористость рассматриваемого
элемента
где V — поровый объем элемента.
К . Слихтер (Slichter, 1899) у к а з ы в а л , что значения теоретиче­
ской пористости не зависят от величины зерен, а изменяются только
в зависимости от плотности их укладки. Однако это не всегда спра­
ведливо. Измерения показали, что даже в хорошо отсортированных
песках пористость увеличивается при уменьшении размера зерен.
Обычно размер зерен в породах различен, что позволяет меньшим
зернам располагаться в порах, образованных большими, с уменьше­
нием при этом величины пористости. В отличие от хорошо отсорти­
рованных плохо отсортированные материалы характеризуются мень­
шей пористостью. Плохо отсортированные осадки образуются в усло­
в и я х , когда скорость течения внезапно уменьшается и весь транспор­
тируемый материал осаждается в одном месте.
В . Энгельгардт (1964) приводит примеры значений пористости
современных осадков Северного моря и Калифорнийского берега
в зависимости от медианного диаметра зерен. Пробы взяты из верх­
него донного слоя на глубинах моря от 3 до 30 м. Осадки Северного
3
44
моря с медианным диаметром 120 и 240 мк имеют пористость, равную
0,40 и 0,44, независимо от размеров зерен. Для калифорнийских
песков при медианном диаметре зерен 200—700 мк пористость
равна 0,38 и 0,45. При меньшем медианном диаметре зерен пористость
осадков значительно возрастает.
Пористость песчаников, алевролитов и глин может быть одина­
кова, но неравноценна с точки зрения ко л лекторских свойств. Песчано-алевритовые породы при благоприятной пористости являются
коллекторами нефти и г а з а , тогда как глины при той же пористости
практически непроницаемы.
И. М. Губкин (1932) у к а з ы в а л , что под «высокой пористостью»
обычно понимают обилие в породе различных отверстий, но выраже­
ние «низкая пористость» указывает не столько на отсутствие или
небольшое количество пор вообще, сколько на недостаток пор, могу­
щих содержать и отдавать нефть. Следовательно, для накопления
нефти или газа в породе или извлечения их имеют значение не
только относительное количество пор, но и их абсолютные размеры.
Зерна реального грунта по своей форме не являются сфериче­
скими. Наличие в породе глинистых, карбонатных и других цементи­
рующих веществ, зерна которых меньше зерен преобладающей фрак­
ции песка, ведет к уменьшению* пористости песчаной породы. Чем
больше поверхность соприкосновения между зернами породы, тем
меньше пористость.
Коэффициент однородности для различных песков нефтеносных
районов СССР колеблется от 1 до 20. Чем больше неоднородность,
тем меньше коэффициент пористости.
Угловатые, неправильной формы зерна могут укладываться или
более плотно, или более рыхло, чем сферические. В связи с этим они
могут характеризоваться меньшей или большей пористостью по
сравнению с идеально сферическими зернами. При наименьшей
пористости зерна должны иметь одну и ту же угловатую форму
и в укладке их должно быть соблюдено смещение поверхностей.
В природных условиях довольно часто наблюдается сравнительно
рыхлая укладка зерен, обладающих неправильной, угловатой фор­
мой, что отражается на величине пористости.
Г . Фразер (Fraser, 1935) изучал влияние формы зерен на пори­
стость. Опыты показали, что при упаковке неокругленных зерен
одинаковой формы и размера пористость больше, чем пористость
при упаковке шарообразных зерен. Самая низкая пористость ( 0 , 3 5 —
0,38) получена в случае с шарами и шаровидными песчаными зер­
нами. Более высокую пористость имеет смесь раздробленного кварца
(0,41), зерен кальцита (0,41) и каменной соли (0,43). Наибольшая
пористость получена при упаковке слюд пластинчатой формы (0,86).
В . Энгельгардт (1964) указывает, что пористость естественных
песков тем больше, чем резче форма их зерен отличается от шарооб­
разной. Таким образом, можно прийти к выводу, что величина
и форма зерен являются важнейшими факторами, от которых зави­
сит пористость песков.
45
Относительно высокая пористость в осадках часто сохраняется
и при значительном их погружении. По-видимому, силы трения
и сцепления препятствуют уплотнению осадка, и они должны наи­
более полно проявляться у зерен с шероховатой поверхностью.
Пески даже при сильной нагрузке вышележащих слоев могут в зна­
чительной мере сохранять первоначальную пористость, если они
не заполнены вторичными образованиями (Энгельгардт, 1964).
В табл. 2 приведена пористость глубоко залегающих песча­
ников.
Т а б л и ц а
2
Пористость глубокозалегающих песчаников
( п о Э н г е л ь г а р д т у , 1964)
Мес тона хож дегше
Рэнджли,
Колорадо
Кэти,
Техас
Луизиана
Вайоминг
Девис-Ленс,
Техас
Либерти,
Техас
Фишер-Риф,
Техас
Линдсей,
Оклахома
Филмор,
Калифорния
Картер-Нокс,
Оклахома
Формация, возраст
Вебер, пенсильваний
Кокфилд,
эоцен
Миоцен
Пенсильваний
Эоцен
»
Фрио, олигоцен
Ойл-крик,
ордовик
Плиоцен
Бромайд,
ордовик
Глубина, Порис­
тость
M
1860
2100
2160
2280
2320
2340
2720
3260
4300
4600
0.176
0,298
0,280
0,195
0,270
0,315
0,282
0,067
0,200
0,050
Уплотнение песков встряхиванием приводит к уменьшению пори­
стости на 8 — 1 0 % . По данным Г . Фразера ( F r a s e r , 1935), для песков
с диаметром зерен 1,5 мм первоначальная пористость, в рыхлом
состоянии равная 4 1 % , при встряхивании уменьшилась до 3 7 % .
В экспериментах Д ж . Максвелла и П. Фералла (Maxwell, Ve гrall, 1943) при уплотнении песка под действием больших нагрузок
пористость сокращалась с 45 до 2 5 % . Пористость при этом измени­
лась не только в результате переориентировки зерен, но и за счет
некоторого дробления зерен и заполнения мелкой фракцией части
порового пространства.
К а к показали исследования Э. А. Прозоровича (1935), пески
при уплотнении до 200 кГ/см
сократили свой объем всего лишь
на 2 - 3 % .
Поверхность соприкосновения меняется в зависимости от давле­
ния, геометрического расположения зерен и их формы. Форма поро­
вого пространства пород принимает более извилистый характер
при менее окатанном и отсортированном зернистом обломочном
материале.
Уменьшение пористости песчаных пород под действием давления
вышележащих пород происходит до определенного предела, завися­
щего от прочности обломочных зерен на сжатие. В природных усло­
виях этот предел обычно не достигается; протекают процессы пре2
46
образования породы под влиянием химического и механического
факторов.
Интенсивность давления по Д ж . Тейлору (Taylor, 1950, 1964)
определяется типом контактов между зернами и их количеством,
приходящимся на одно зерно. Контакты бывают тангенциальные,
линейные, выпукло-вогнутые и сутуровидные. Протяженность кон­
тактов, по О. А. Черникову (1964), может служить критерием, опре­
деляющим степень вторичного преобразования песчаных пород.
За величину, определяющую эту степень, он принял удельную про­
тяженность контактов между зернами песчаников. Для определения
удельной протяженности контактов между зернами в шлифах был
применен метод случайных секущих С. А. Салтыкова (1958).
Практическое определение удельной протяженности контактов,
по данным О. А. Черникова (1964), производится следующим обра­
зом. Шлиф породы просматривается под микроскопом через окулярмикрометр; в каждом поле зрения подсчитавается количество пере­
сечений линейки окуляр-микрометра и контактов между зернами.
Зная длину линейки окуляра и количество просмотренных полей
зрения, находят суммарную протяженность секущих линий. Затем
делят суммарное число точек пересечения контактов зерен, подсчи­
танное во всех полях зрения, на величину суммарной протяженности
секущей, получая при этом среднее число пересечений на 1 мм
секущей.
Суммарная протяженность линий 2 ^ нанесенных на плоскости
в единице площади, равна числу пересечений этих линий, приходя­
щемуся на единицу длины секущего контура п, умноженному на
2 1 = 1,571»
мм/мм .
2
На величину удельной протяженности контактов между зернами
песчаников влияет также гранулометрический и минералогический
состав. С целью учета гранулометрического состава О. А. Черников
ввел гранулометрический параметр — суммарный удельный пери­
метр зерен песчаника со среднеарифметическим диаметром d, рав­
ный 4/d. Обе части приведенной выше формулы он разделил на сум­
марный периметр зерен 4/rf. Полученную при этом величину
О. А. Черников назвал коэффициентом метаморфичности с
с = 0,392гс5.
Однако указанный коэффициент является все же в большей сте­
пени гранулометрической характеристикой, чем метаморфической.
В . Энгельгардт (1964) делает предположение, что песчаные зерна
растворяются в местах с малыми поверхностями контактов, напра­
вленными перпендикулярно давлению, и растворимое в поровой
жидкости вещество снова осаждается где-нибудь в поровом про­
странстве на поверхности тех же песчаных зерен. Чем выше н а г р у з к а ,
давление на местах контактов и растворимость соответствующего
47
минерала, тем быстрее будет происходить внутреннее перемещение
материала.
Первичная пористость глинистых осадков значительно выше
пористости песчаных. Пористость свежеотложенных тонких глини­
стых осадков превышает 0 , 8 . В процессе осадконакопления в резуль­
тате проявления поверхностных сил наблюдается
флокуляция
глинистых частиц; создаются рыхлые структуры, характеризующиеся
весьма высокой пористостью. Наиболее высокую пористость имеет
осадок, образующийся в воде, свободной от электролитов. Глинистые
породы самых древних формаций были обезвожены и осушены под
действием в первую очередь механического давления вышележащих
слоев (Weller, 1959). Пористость глин и глинистых пород находится
во многих случаях в простой зависимости от глубины залегания
(Вассоевич, 1960; Энгельгардт, 1964; Мухин, 1965).
Карбонатные породы отличаются большим разнообразием по
пористости. Чистые карбонатные породы образуются из неуплот­
ненных карбонатных илов, состоящих из метастабильного арагонита.
Пористость известковых илов на поверхности дна у берегов Флориды
составляет 0,87, на глубине 120 см — 0,78, на глубине 280 см —
0,75 и на глубине 340 см — 0,75 (Энгельгардт, 1964). В скважинах,
пробуренных на атоллах в Океании, на глубине 150—300 м были
встречены еще не уплотненные мягкие известняки.
Имеются многочисленные примеры значительного уменьшения
порового объема известковых илов в процессе диагенеза. Структура
порового пространства чистых карбонатов в значительной степени
зависит от процессов растворения и осаждения. Более грубые карбо­
натные породы сложены из раковин организмов или неорганических
сооружений ооидов. Их первичная пористость в той или иной мере
напоминает пористость кластических осадков.
В силу относительно высокой растворимости карбонатов они
подвергаются перекристаллизации и превращению. Растворение
под давлением играет для них важную роль. В карбонатных породах
встречаются стилолиты и сутуры давления больших размеров, обра­
зовавшиеся путем растворения уже твердых пород. П. Стокдал
( S t o c k d a l e , 1926) по длине стилолитов вычислил, что объем нижнемиссисипских известняков сократился на 1 3 — 3 4 % .
В результате растворения и переотложения из неуплотненных
морских известковых осадков образуются твердые породы. Атмос­
ферные воды способствуют образованию карстовых полостей и тре­
щин растворения. В случае перекрытия закарстованных пород
осадками отвердевший остов плотного известняка в состоянии выдер­
жать большие давления вышележащих толщ. Имеется много приме­
ров присутствия нефти и газа в промышленных объемах в за­
карстованных известняках,
перекрытых
непроницаемыми осад­
ками.
Карбонатные породы, первоначально состоящие из кальцита
и арагонита, доломитизируются в результате реакции между Caионами и Mg-ионами.
48
Б 1837 г. Бомонт (Beaumont) нашел, что при указанной реакции
происходит уменьшение объема примерно на 1 2 , 3 % . В доломитах
и доломитизированных известняках часто наблюдается высокая по­
ристость, в силу чего они служат коллекторами нефти и газа на
многих месторождениях (Лима, Паренти, Л а к и др.).
Песчано - алебритобые
породы
Глины
Р и с . 5. И з м е н е н и е а б с о л ю т н о й п о р и с т о с т и с г л у б и н о й .
М и о ц е н о в ы е о т л о ж е н и я северо-востока о. С а х а л и н ( п о
К . М . О б м о р ы ш е в у , 1965).
По мнению многих исследователей, доломитизация сопрово­
ждается изменением объемных соотношений породы и увеличением
пористости, независимо от стадий литогенеза. Однако, к а к показали
исследования Л . П. Гмид, И. В . Звоницкой и д р . , доломитизация
на всегда приводит к увеличению пористости. Увеличение пори­
стости при доломитизации происходит в том случае, когда оно проте­
кает в породе неравномерно, участками.
4 Заказ 2 2 J 1 .
49
В . Энгельгардт (1964) указывает, что если доломитизация проис­
ходит в раннедиагенетический период, когда осадок еще не уплот­
нен, уменьшение объема не выразится в увеличении пористости.
В горных породах конфигурация и величина сечения пор могут
быть разные. Т а к , поры ячеистой и каналовидной формы встре­
чаются у известняков. Поры, близкие к ромбоидальным и тетраэдрическим, часто наблюдаются у пород с хорошо отсортированными
и окатанными зернами. Трещиновидные поры характерны для пород
с жесткой связью, испытавших действие тектонических сил, процес­
сов выветривания, кристаллизации и т. д.
Обычно с увеличением глубины залегания пород пористость
уменьшается. Особенно это относится к глинистым осадкам (рис. 5).
Песчаные же отложения с достаточно высокой пористостью в случае
малых давлений, не превышающих величин, приводящих к скалыва­
нию граней зерен породы (более 300 кГ/см ), встречаются и на отно­
сительно больших глубинах.
Поры подразделяют на макропоры ( > 1 мм) и микропоры
< 1 мм). Среди микропор выделяют поры ультракапиллярные
(субкапиллярные) размером меньше 0,1 мк. Величина капиллярных
пор колеблется от 0,0002 до 0,1 мм. Жидкости в этих порах движутся
вследствие действия капиллярных сил, преодолевая силу тяжести.
В субкапиллярных порах передвижение воды под действием капил­
лярных сил затруднено или совсем отсутствует, так как поры сече­
нием 0,1 мк при смачивании полностью заполняются связанной
водой, которая прочно связана со стенками пор.
Д л я совокупности трещин Е . С. Смехов (1962) предложил термин
трещиноватость, характеризующий значительное рассечение горных
пород трещинами, имеющими региональное развитие. При этом тре­
щиноватость рассматривается как своеобразная пористость, при
которой относительную роль зерен играют блоки (нетрещиноватые
массивы породы), а роль пор — трещины.
Трещиновидные поры Е . М. Смехов (1958) подразделяет на микро­
трещины с раскрытостью от 0,01 до 0,1 мм и макротрещины с раскрытостью больше 0,1 мм. Последние хорошо видны невооружен­
ным глазом.
В карбонатных породах может быть развит не только межграну­
лярный и трещинный тип пористости, но также карстовый, благодаря
которому возникают крупные полости (мегапоры) изменчивых кон­
фигураций.
Образовавшиеся в результате карстовых процессов пустоты при
благоприятной геологической обстановке в последующем могут слу­
жить вместилищами для г а з а , нефти и воды.
Сведения о роли подземного карста в миграции флюидов приве­
дены в работе В . А. Кротовой (1962).
Карстовая мегапористость распространена в карбонатных кол­
лекторах высокой продуктивности. В известняках Фоссельман
(силур) на месторождении Доллархайд Западного Техаса в США
обнаружена каверна, заполненная нефтью. Она имеет площадь более
2
50
2,5 км , высоту около 5 м (Леворсен, 1958). Характерна приурочен­
ность крупных промышленных нефте- и газопроявлений к карбонат­
ным отложениям, в которых преимущественно развиваются карсто­
вые процессы.
На месторождениях Волго-Уральской нефтеносной области регио­
нально нефтеносными являются обычно верхняя часть турнейского
яруса и башкирские слои. Следы размыва, погребенные долины,
перекрытые континентальными осадками, — все это указывает на
благоприятные условия для карстообразования.
Характерной чертой залежей нефти и газа, приуроченных к к а р ­
стовым зонам, является резкое различие дебитов даже в соседних
скважинах. В карстовых коллекторах может также отсутствовать
гидродинамическая связь между участками и каждая из карстовых
систем может иметь свою газогидродинамическую характеристику.
Карстовые пустоты приурочены к карбонатным осадкам с низким
процентом нерастворимого остатка и довольно часто наблюдаются
вдоль тектонических трещин, являющихся первичными путями
фильтрации карстовых вод.
Карстовые пустоты не могут быть изучены по данным керна.
Определение коллекторских свойств закарстованных зон, вскрытых
скважинами, может быть выполнено с помощью геофизических
методов, однако последние еще не являются достаточно надежными
методами для определения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности (Дахнов, Галимов, 1960).
Чтобы оценить емкостные и фильтрационные свойства карбонат­
ной породы, прежде всего рассматривают структуру пор. Этому
вопросу значительное внимание уделено в работах Г. И. Теодоровича. Ввиду неоднородности известняковых и доломитовых пород,
слагающих пласты, нельзя определить пористость и проницаемость
по небольшому образцу породы, отделив его от керна. В этих слу­
чаях следует отбирать большие куски керна пород. Однако возни­
кают трудности с экстрагированием больших образцов керна, диф­
ференцированным определением различных типов пористости и опре­
делением проницаемости перпендикулярно оси керна.
Анализ трещиноватости, проведенный Е . М. Смеховым, показал,
что существенное значение в образовании трещиноватых зон и тре­
щинных коллекторов имеют перерывы в отложениях осадков. По­
верхности несогласий часто являются наиболее благоприятными
зонами, где, благодаря процессам эрозии, а в последующем при выще­
лачивании осадков широко развивается трещиноватость пород.
Подавляющее большинство карбонатных коллекторов обычно несо­
гласно перекрыто вышележащими осадками, играющими роль по­
крышки.
Примером
служат
известняки
асмари
(Иран),
высокая продуктивность которых обязана эрозионным процессам;
рифовые известняки Предуралья, намюрские известняки Покровки
и Шугурово, турнейские известняки Туймазов и др.
На коллекторские свойства трещиноватых пород значительное
влияние оказывает литологический фактор; характер распределения
2
4*
51
и интенсивность проявления трещиноватости тесно связаны с веще­
ственным составом исследуемых пород и структурно-текстурными
особенностями. Фактор метаморфизма увеличивает трещиноватость
пород. Наиболее трещиноватыми являются доломитизированные
известняки, затем следуют чистые известняки, доломиты, аргиллиты,
песчано-алевритовые породы, соли, ангидрито-доломитовые породы
и ангидриты.
Лито лого-петрографический анализ (Гмид, 1958) устанавливает
положительное влияние на трещиноватость процессов перекристал­
лизации, доломитизации, эпигенетической сульфатизации, окремнения и начального метаморфизма. Чем интенсивней перекристалли­
зована порода, чем она более неоднородна по своим структурным
особенностям, более доломитизирована, окремнена или сульфатизирована, тем она более трещиновата и проницаема.
Изучение 4000 шлифов из трещиноватых пород (Гмид, 1958)
показало, что главную роль в миграции нефти и газа в палеозойских
отложениях Иркутского амфитеатра, Южно-Минусинской впадины,
Башкирского Приуралья и мезозойских отложений Чечено-Ингуш­
ской AGCP
играют
микротрещины, ширина которых колеб­
лется от 5 до 100 мк.
Микротрещины с данной раскрытостыо
обеспечивают промышленный приток нефти и газа к забоям сква­
жин.
Вопросы классификации трещин рядом исследователей решаются
в различных аспектах, исходя из представлений о происхождении
и закономерностях развития трещиноватости. Согласно схеме клас­
сификации трещин Е . М. Смехова и др. (1962), в горных породах
распространены преимущественно тектонические трещины, которые
в основном распределены по определенным системам. Ими же уста­
новлено, что макротрещины, наблюдаемые в эрозионной зоне земной
коры, обычно развиваются по микротрещинам. Наблюдение над
тектонической трещиноватостью к а к наиболее широко распростра­
ненной деформацией горных пород включает: а) разделение трещин
на генетические типы, исходя из условий их образования; б) выделе­
ние систем тектонических трещин; в) замер элементов залегания,
а также истинной густоты — количества трещин по нормали к их
поверхности с последующим пересчетом на 1 м для каждой из выде­
ленных систем; г) описание выделенных систем трещин, при кото­
ром отмечаются их морфология, характер раскрытости на дневной
поверхности и в глубине обнажения; д) изучение состава заполни­
теля и взаимоотношения систем трещин между собой и напластова­
нием отложений; е) отбор образцов пород на различные виды
анализа.
При наличии прямых и косвенных признаков нефтегазоносности
(выходы жидкой нефти, ее пленок, г а з а , сероводородных источников)
выясняется их связь с трещинами отдельных систем.
В полевых условиях анализ тектонических трещин производится
на основании установленных и широко известных представлений
о характере их распространения, взаимоотношении с основными
52
элементами структур и напластованием пород, а также на основании
морфологических и качественных характеристик.
При определении отличий трещин тектонического происхождения
от нетектонического существенным является следующее: а) относитель­
ная прямолинейность и выдержанная направленность тектонических
трещин по простиранию и падению при пересечении с различными
пластами; б) объединение трещин в сравнительно параллельные
ряды (системы), пересекающиеся под постоянными углами и образу­
ющие более или менее правильные геометрические сетки; в) на
отдельных участках определенно выдержанная густота или равен­
ство интервалов между трещинами с одинаковыми элементами зале­
гания, а также закономерная связь ориентировок сопряженных
систем трещин с элементами тектонических структур.
Классификация пород-коллекторов по структурным признакам
Е . М. Смехов с сотрудниками (1958) предложили схему класси­
фикации карбонатных пород-коллекторов, в основу которой поло­
жены условия фильтрации и аккумуляции нефти в коллекторе.
Согласно этой схеме все коллекторы подразделяются на два основ­
ных класса: поровые и трещинные. Трещинные коллекторы вклю­
чают в себя два типа: чисто трещинные и смешанные. Последние
в свою очередь подразделяются на многочисленные подклассы:
трещинно-поровые, трещинно-каверновые, трещинно-порово-каверновые коллекторы и т. д. Наиболее распространены коллекторы сме­
шанного типа.
Г . И. Теодорович на примере изучения карбонатных пород Б а ш ­
кирского Приуралья предложил классификацию карбонатных кол­
лекторов (1942). В ней породы-коллекторы по характеру простран­
ственного распределения сообщающихся пустот подразделяются
на четыре группы: А — более или менее равномерно проницаемые
по порам; Б — неравномерно проницаемые по порам; В — проница­
емые по трещинам; Г — смешанные.
По величине проницаемости в каждой из выделенных групп по­
роды-коллекторы подразделяются на пять классов: I класс — очень
хорошо проницаемые ( > 1 0 0 0 мд); I I класс — хорошо проницаемые
(100—1000 мд); I I I класс — среднепроницаемые (10—100 мд);
IV класс — слабопроницаемые (1—10 мд); V класс — практически
непроницаемые « 1 мд).
М. К. Калинко (1958) предложил общую классификацию коллек­
торов, базирующуюся в основном на морфологии пустотных про­
странств или их связи со структурой и текстурой породы.
Классификации карбонатных пород посвящены работы Г. Арчи
(Archie, 1952), У . Вальдшмидта и др. (Waldschmidt et all, 1956).
Г. Арчи (1952) за основу классификации принял два основных
признака: структуру скелета породы и структуру порового про­
странства. По структуре скелета породы этот автор выделяет три
типа пород: 1) плотный кристаллический известняк; 2) мелоподобный известняк; 3) зернистый, или сахаровидный известняк.
53
По структуре порового пространства Г. Арчи выделяет несколько
классов коллекторов: класс А — диаметр пор менее 0,01 мм; класс
В — видимые поры имеют диаметр более 0,1 мм (но меньше раз­
мера частиц шлама); класс
D — размер пор больше
кусочков
шлама.
В работе У . Вальдшмидта и др. (1956) разработана классифика­
ция пористости и трещиноватости коллекторов. Она основана на
учете характера пустот и окаменелостей. Карбонатные породы
подразделяются на пять основных групп:
1) беспустотные;
2) пустотные, в которых пустоты не заполнены кристаллическими
минералами;
3) пустотные с частичным заполнением пустот новообразованными
минералами;
4) пустотные с полным заполнением пустот новообразованными
минералами;
5) содержащие ископаемые органические остатки с ячейками
небольшого размера (фузулины и др.).
В каждой из выделенных групп по величине межкристаллической
пористости основной массы выделяются породы с пористостью очень
хорошей, хорошей, посредственной, плохой и очень плохой. Трещины
классифицируются на открытые, частично заполненные, заполненные
и закрытые.
В ранней работе Г. И. Теодорович (1942), изучая породы-коллек­
торы нефти Ишимбайско-Стерлитамакского района, подразделяет
пустоты более дробно, чем это дано в работе У . Вальдшмидта и др.
(Waldschmidt et all, 1956). Особое внимание Г. И. Теодорович
уделяет генезису пустот в карбонатных породах, типам структур
и сообщаемое™ пор друг с другом.
Л . П. Гмид и И. В . Звоницкая приводят генетическую класси­
фикацию пористости карбонатных пород. В ней учитываются также
морфологические особенности пор. По генезису и морфологическим
особенностям выделяют первичные межгранулярные поры (седиментационная и диагенетическая пористость), первичные межформенные
поры, вторичные (эпигенетические) межгранулярные поры (возник­
шие в результате перекристаллизации или растворения), вторичные
поры растворения и остаточные поры (частичное заполнение полостей
пор вторичными минералами).
А. И. Леворсен (1958), применяя в значительной степени генети­
ческий принцип, довольно схематично делит породы-коллекторы
на три группы: 1) обломочные (кластические породы, частицы от
коллоидных до галечника и валунов); 2) хемогенные или биохемогенные (осадочные, главным образом карбонатные породы); 3) сме­
шанные (обычно изверженные и метаморфизованные породы).
Сложные коллекторы характеризуются А. И. Леворсеном по
литологии, генезису или возрасту. Например, песчанистый извест­
няк, континентальный песчаник, девонский грубозернистый пес­
чаник.
54
А. И. Леворсен считает излишним построение общей классифи­
кации коллекторов, как слишком сложной и предназначенной в ос­
новном для специалистов по петрографии осадочных пород. Можно
вполне разделить мнение, что классификации коллекторов должны
быть по возможности простыми и в то же время обобщенными. Однако
Т а б л и ц а
3
Класс
коллек­
тора
Тип коллектора
>
Классификационная схема распределения пород-коллекторов нефти
и газа по общим структурным признакам
Песчано-алевритовый
Характер
пористости
Состав цемента
Межзерновая
(M)
К а р б о н а т н ы й (1)
Глинистый
(2)
Смешанный
Трещинная
(T)
(3)
Карбонатный
Глинистый
Смешанный
Смешанная
(С)
Карбонатный
Глинистый
Сметанный
Песчано-алевритовый с
прослоями
карбонатных
и глинистых пород
Межзерновая
Карбонатный
Глинистый
Смешанный
Трещинная
Карбонатный
Глинистый
Смешанный
Смешанная
Карбонатный
Глинистый
Смешанный
A
3
Песчано-алевритовый,
тонко переслоенный г л и ­
Межзерновая
Карбонатный
Глинистый
нами
Смешанный
Трещинная
Карбонатный
Глинистый
Смешанный
Смешанная
Карбонатный
Глинистый
Смешанный
В
Карбонатный
Межзерновая
Трещинная
Смешанная
С
Метаморфический
и
изверженный
(выветре­
лый
и
трещиноватый)
Межзерновая
Трещинная
Смешанная
П р и м е ч а н и е . В скобках указан индекс.
55
крайне схематичное деление коллекторов на три группы и весьма
поверхностная полевая оценка их пористости и проницаемости, дан­
ная А. И. Леворсеном, не могут полностью удовлетворить специа­
листов, изучающих коллекторы нефти и газа.
Е с л и до настоящего времени породы-коллекторы изучались
и оценивались только как пористые среды с естественной структурой,
притом породы с низкой проницаемостью рассматривались как мало­
эффективные для добычи нефти и г а з а , то теперь при искусственном
воздействии на призабойную зону скважин возникла необходимость
в изменении самой структуры порового пространства.
Мы предложили схему классификации (табл. 3 ) , которая может
быть полезна не только для характеристики пластовых коллекторов
как объектов применения методов интенсификации притоков нефти
и г а з а , но и для группировки коллекторов при поисках и разведке
залежей нефти и газа.
У д е л ь н ы й в е с (минералогическая плотность). Удельным
весом называется отношение веса вещества к весу равной ему по
объему массы воды при температуре 4° С. Удельный вес горных пород
определяется в порошках и зернах, прошедших через сито с отвер­
стиями диаметром 0,20 мм.
Удельный вес минеральной части породы определяют с помощью
пикнометра. Метод заключается в определении объема воды, соот­
ветствующего объему взятых частиц. Частное от деления веса сухих
частиц на объем вытесняемой ими воды и будет равно удельному
весу.
В системе СГС (физической) единицей измерения удельных весов
является дин/см , в системе MKC (практической) и СИ (международ3
Т а б л и ц а
4
Удельные веса основных типов осадочных горных пород
(по
Кобрановой,
1962)
Г/см 1
Удельный вес,
наиболее вероятные
значения
Порода
от
Пески
Песчаники
Алевролиты
Глины
Аргиллиты
Мергели
Известняки
Мел
Доломиты
Доломитовая
Ангидриты
56
мука
2,62
2,40
2,40
2,20
2,63
2,37
2,41
2,63
2,55
2.81
2,72
до
2,78
3,20
3,04
3,45
2.86
2,92
2,98
2,73
2,99
2,91
2,99
от
до
2,64
2,60
2,63
2,65
2,68
2,70
2,73
2,80
2,65
2.70
2,80
2,75
2,77
2,88
2,87
2,98
—
—
—
—
—
—
ной) — н/м , в технической системе МКГСС — кГ/м
и внесистем­
ной единицей измерения является ГIсм .
Последнюю единицу при­
меняют чаще всего.
Удельный вес минералов зависит от их химического состава
и структуры. Он тем больше, чем больше содержится в минерале
тяжелых атомов и чем меньше их радиус.
По удельному весу минералы подразделяются на тяжелые (более
4 Г/см ), среднего удельного веса (от 2,5 до 4 Г/см ) и легкие (менее
2,50 Г/см ).
Удельный вес породообразующих минералов осадочных горных
пород колеблется от 1,85 до 5 , 1 8 Г/см , большинство из них я в л я е т с я
минералами среднего удельного веса ( 2 , 6 — 2 , 8 Г/см ).
Удельный вес породы определяется величиной средневзвешенного
удельного веса составляющих ее минералов. Удельные веса г л а в ­
нейших осадочных горных пород приведены в табл. 4 .
О б ъ е м н ы й в е с и п л о т н о с т ь . Объемным весом оса­
дочной породы называется в е с единицы ее объема (1 см ). Объемный
вес зависит как от минералогического состава, так и от пористости
породы, и потому может служить для плотных пород характеристи­
кой пористости, в особенности когда состав пород известен. Д л я
рыхлых и сцементированных пород объемный вес зависит также от
степени влажности.
Объемный вес пород имеет ту же размерность, что и удельный
вес пород. Обычно объемный вес выражают единицей измерения
Г/см . Объемный вес в общем случае меньше удельного веса жидкой
и газообразной фаз, содержащихся в породах.
Объемный вес минералов вследствие незначительной пористости
практически равен их удельному весу.
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
Т а б л и ц а
Плотности
основных типов осадочных
( п о К о б р а н о в о й , 1962)
Плотность,
Порода
от
Пески
Песчаники
Алевролиты
Глины
Аргиллиты
Мергели
Известняки
Доломиты
Ангидриты
Гипсы
Каменная соль
Угли
1.37
1.53
1.75
1,30
2,06
1,84
1,53
1,95
2,09
2,15
2,12
0,8
ДО
2,19
2,95
2,97
3,24
2,70
2,74
3,0
3,04
2,98
2,36
2,22
2,0
5
пород
г/см
3
наиболее вероятные
значения
от
ДО
2,10
2,20
2,10
2,28
2,10
2,40
2,28
2.86
2,30
2,39
2,54
2,44
2,51
2,61
2,66
2,74
2,95
2,32
—
—
—
—
57
Плотностью твердой (жидкой, газообразной) фазы называется
отношение массы фазы к ее объему. Под плотностью породы подра­
зумевают отношение массы породы с естественными влажностью
и структурой к ее объему. Объемной плотностью называют отноше­
ние массы сухой породы к ее объему. Плотность в системе СГС выра­
жается в г\'см . Практически плотность пород соответствует объем­
ному весу.
Объемный вес (плотность) пород зависит от глубины залегания
последних. Обычно с глубиной объемный вес возрастает, что связано
с уменьшением пористости пород. В особенности это относится
к глинам и глинистым тонкозернистым песчаникам и алевролитам.
Н а увеличение объемного веса пород также в значительной степени
влияют процессы цементации, в особенности железистым, доломито­
вым, сидеритовым и другими тяжелыми цементами. Данные о плот­
ности основных типов осадочных пород представлены в табл. 5 .
2
Виды пористости и ее измерение
Общий объем образца породы V состоит из объема минеральных
зерен V и объема порового пространства V
n
M
mp
Пористость т определяется как часть общего объема, занимаемая
поровым пространством:
Отношение объема пустот к общему объему породы называется
пористостью. Она подразделяется на общую (абсолютную) и откры­
тую (взаимосвязанную).
Под общей пористостью понимается пористость, характеризуемая
общим объемом всех пустот породы, включая поры, каверны, тре­
щины, связанные и не связанные между собой.
Под открытой пористостью т
понимают пористость, включа­
ющую объем только сообщающихся между собой пор. Открытая
пористость меньше общей на объем изолированных пор. Ряд зару­
бежных исследователей открытую пористость называют эффективной
или полезной, а также активной. Однако если различать эффектив­
ную (полезную) пористость, то ее нельзя характеризовать только
к а к пористость, образованную взаимосвязанными поровыми кана­
лами. Т а к , поровое пространство какой-либо глинистой или вообще
тонкозернистой породы осадочного происхождения может состоять
в значительной мере из взаимосвязанных тонких по сечению каналов.
Однако поровое пространство системы подобных каналов нельзя
назвать эффективным (полезным), так как в пластовых условиях
оно будет заполнено водой, находящейся в капиллярно-удержанном
состоянии, в силу чего для размещения нефти и газа в подобной
системе пор может и не быть места.
0
58
В результате длительного процесса, связанного с образованием
залежей нефти и газа, из поровой системы естественного резервуара
вытесняется вода. Силы вытеснения способны удалить из поровой
системы не всю воду. Часть воды, называемой остаточной, продол­
жает присутствовать в породах пласта, занимая долю порового
объема.
Эффективная (полезная) пористость в нашем понимании х а р а к ­
теризует объем поровой системы, способный вместить нефть и г а з ,
с учетом остаточной водонасыщенности.
Понятие эффективной пористости, данное акад. Л . С. Лейбензоном (1947), характеризует свободный объем системы взаимосвязан­
ных пор с учетом части порового пространства, занятого связанной
(остаточной) водой. Этот вид пористости по существу характеризует
полезную емкость пород для нефти и газа и отражает газонефтенасыщенность.
При изучении изменения пористости в зависимости от давления,
когда изменяется объем не только пор, но и исследуемого образца,
различают также относительную (приведенную) пористость т
:
о т и
Пористость абсолютная
взаимосвязаны:
т
а б с
и пористость относительная
т
ота
Их можно определить, зная плотность (удельный вес) минераль­
ных зерен А, составляющих породу, и плотность (объемный вес)
породы у, поры которой заполнены воздухом. Так как плотность
воздуха мала, обычно при расчетах пористости ею пренебрегают.
Расчет пористости с учетом плотностей производят следующим
образом:
Общую пористость пород определяют методом А. Мелчера (MeIcher, 1921). Общий объем образца чаще всего вычисляют путем
измерения жидкости, вытесняемой при погружении покрытого не­
проницаемой оболочкой образца в пикнометр или другой сосуд
(для создания оболочки применяют парафин и другие вещества).
Вносят соответствующую поправку на объем и плотность покрытия
образца, после чего покрытие удаляют и определяют объем мине­
ральной части образца путем его размельчения до отдельных соста­
вляющих его зерен и измерения объема зерен по вытеснению жидкости
в пикнометре. Взвешивание проводят на аналитических в е с а х .
Пористость общую в некоторых случаях определяют, используя
59
результаты измерения геометрических элементов образца, его вес
в сухом состоянии и удельный вес составляющих породу зерен.
По результатам измерения образца вычисляют его объем. Путем
деления веса образца на его объем определяют объемный вес. Пори­
стость, выраженную в долях единицы, определяют по разности между
удельным и объемным весом образца, отнесенной к его удельному
весу.
Открытую (активную) пористость чаще всего определяют методом
И. А. Преображенского путем заполнения пустот очищенным керо­
сином и взвешиванием предварительно экстрагированного и высу­
шенного образца в воздухе и керосине.
Пористость открытая равна отношению объема взаимосвязанных
(открытых) пор к объему образца породы.
Пористость открытая, определяемая методом И. А. Преобра­
женского, равна отношению веса керосина, содержащегося в порах
образца, к весу керосина, вытесненного образцом.
Объем образца, кроме того, можно определить путем погружения
образца в ртуть. В силу большого поверхностного натяжения ртути
на границе с воздухом она не входит в поровые каналы малых раз­
меров. Однако при наличии каверн и крупных пор в породах метод
ртутного пикнометра не позволяет провести точное измерение объема.
Объем образца в зарубежной лабораторной практике определяют
с помощью прибора В . Расселла (Russell, 1926) с применением четыреххлористого этана.
Открытую пористость пород также определяют с помощью газо­
вых порозиметров Е . Уашборна и Е . Бантинга (Washburn, Bunting,
1922), А. Стевенса (Stevens, 1939), Кобе (Beeson, 1950), М. А. Геймана и А. Д . Столярова (1950), В . В . Владимирова (1953) и др.
Существуют также и другие методы измерения пористости. К ним
прежде всего относятся оптические методы, основанные на наблюде­
нии сечения пористой среды через микроскоп. Ряд методов связан
с фотографированием сечения через микроскоп и последующим пла­
ниметрированием его. Некоторые стохастические методы связаны
с оценкой микрофотографий относительно пористости (Chalkley,
Cornfild, P a r k , 1949).
X . Чокли, Д ж . Корнфилд и X . Парк (1949) использовали прин­
цип, г снованный на наличии в пористых материалах неупорядочен­
ной поровой структуры. В этом случае поверхностная пористость
(просветность) произвольного сечения образца должна совпадать
с его объемной пористостью. Просветность определяется как доля
площади плоского сечения, приходящаяся на пустоты. Она равна
вероятности случайного попадания точки в область, занятую пусто­
тами. Измеряя эту вероятность, можно определить пористость т.
На увеличенную микрофотографию произвольного сечения пори­
стого материала много раз случайным образом бросается иголка.
Предел, к которому стремится отношение числа попаданий острия
иголки в область, занятую пустотами, к общему числу бросаний
иголки, равен т.
60
В связи с тем, что на фотографии изображены сообщающиеся
и несообщающиеся поры, этим методом подсчитывается общая (абсо­
лютная пористость иг ) (Р. Коллинз, 1964). Имеются методы,
основанные на насыщении пористой среды воском или окрашенными
пластиками (Waldo, Juster, 1937; Авдусин и Цветкова, 1938; L o c k e ,
Bliss, 1950; Орлов и Малинин, 1962 и д р . ) . Эти методы позволяют
отметить различие между взаимосвязанным и общим поровым про­
странством, так как при инъекции пластик заполняет только взаимо­
связанные поры.
И. П. Зинин и Б . Ф . Борисов (1962) указывают на возможность
определения пористости кусочков шлама. Навеску, состоящую из
2—6 кусочков шлама размером 4 — 1 0 мм, насыщали керосином.
Сравнение данных пористости по керну и шламу (дробленый керн)
показало расхождение в величине пористости в пределах 1 % .
абс
Изучение
пустотного пространства карбонатных
трещиноватых пород
и других
При изучении пустотного пространства карбонатных пород
Л . И. Орлов и В . Ф . Малинин (1962) применили метод заполнения
взаимосвязанного пустотного пространства жидким веществом, кото­
рое затем застывало и после растворения скелета породы в кислоте
образовывало слепок пустотного пространства. Для этих целей
были испробованы парафин, сплав В у д а , бакелитовый лак и плекси­
глас. Опыты по насыщению образцов парафином показали, что он
недостаточно рельефно отражает структуру пустотного пространства
породы; кроме того, парафин в процессе растворения в кислоте
непрочен и разрушается конвекционными потоками.
Более наглядная картина структуры пустотного пространства
кавернозных пород была получена при насыщении их сплавом В у д а .
Однако в более мелкие поры данный сплав не проникает и тем самым
позволяет охарактеризовать только часть пустотного пространства.
При использовании для этих целей бакелитового лака Л . И. Орлов
и В . Ф . Малинин наблюдали значительное уменьшение его объема
при полимеризации, в силу чего он также оказался малопригоден.
Наилучшие результаты показало применение метилметакрилата,
исходного продукта для получения плексигласа (рис. 6). Получение
метилметакрилата осуществляется путем перегонки кусков плекси­
гласа при температуре 270—300° С. При этой температуре плекси­
глас (полимер) превращается в метилметакрилат (мономер). При пер­
вичной перегонке вместе с мономером частично перегоняются более
сложные соединения, в связи с этим для очистки мономера от при­
месей требуется вторичная перегонка, которую осуществляют при
температуре 100° С. Полученный мономер представляет собой жид­
кость с температурой кипения 100° С, вязкостью 0,7 спз и плот­
ностью 0,93 г!см .
После добавки в метилметакрилат 0 , 2 % - н о й
перекиси бензоила, действующего как катализатор, испытуемые
образцы горной породы насыщают под вакуумом метилметакрила3
Cl
том с предварительным раздельным вакуумированием образцов
и жидкости.
Способ насыщения образцов породы метилметакрилатом (Кули­
к о в а , 1965) заключается в следующем. Готовится смесь из 100 см
свежеперегнанного метилметакрилата, 2 0 — 2 5 CM венилацетата, 0 , 4 —
0,5 г судана-III и 0,8—1 г перекиси бензоила. Перекись бензоила
тщательно высушивают на фильтровальной бумаге, а затем расти­
рают до образования тонкого порошка. Смесь вакуумируют 1 0 —
15 мин и заливают ею под вакуумом предварительно высушенные
и вакуумированные образцы.
3
S
Рис. 6. Структура порового пространства кавернозного
известняка (поровое пространство заполнено плексигла­
сом; по Л . И. Орлову, 1965). У в . 2.
После насыщения образцов (хорошо проницаемые разности насы­
щаются в течение 2 ч, средне- и плохо проницаемые — в течение 1 0 —
12 ч) приступают к полимеризации. Д л я этого образцы и жидкость
переносят в емкость с обратным холодильником. Емкость погружают
в водяную баню, и начальный процесс полимеризации метилмета­
крилата проводят при температуре 70° С. Периодически помешивая
жидкость в течение 1,5—5 ч, ее доводят до сиропообразного состоя­
ния. При этом нельзя допускать вспенивания массы. Извлеченные
из этой массы образцы слегка обтирают и помещают в термостат,
где выдерживают при температуре 30—60° С до окончательного
затвердевания плексигласа, на что потребуется 2—3 суток.
Насыщенные метилметакрилатом (с последующим его переходом
в плексиглас) образцы очищают с боковой поверхности от слоя плекG2
сигласа с помощью шлифовального круга, после чего подвергают их
обработке соляной кислотой. В результате кислота растворяет карбо­
натный скелет образца и остается модель пустотного пространства,
заполненного плексигласом.
Рассматривая модель пустотного пространства испытуемого об­
разца карбонатной породы, можно проследить характер распростра­
нения пор, трещин, их густоту и замерить ширину раскрытости
при помощи микрометра, бинокуляра и микроскопа.
Заполнение пустотного пространства описанным способом с добав­
кой к метилметакрилату красящего вещества позволяет получить
большие шлифы хорошего качества, проследить
направление,
характер и густоту трещин, определить трещинную пористость,
не опасаясь, что в процессе изготовления шлифа раскрытость тре­
щин изменилась (Орлов, Малинин, 1962; Куликова, 1965).
Для определения открытой пористости пород, характеризующихся
малой пористостью, за рубежом применяют метод, основанный на
нагнетании ртути под высоким давлением в образцы пород, из кото­
рых был предварительно выкачан воздух (Horner, 1944). Зная коли­
чество ртути, потребовавшееся для заполнения пор, и предвари­
тельно измерив общий объем породы при помощи ртути, вытесня­
емой из пикнометра при атмосферном давлении, рассчитывают пори­
стость.
Карбонатные породы-коллекторы благодаря многообразию форм
проявления их пористости (что связано с различными факторами
ее образования) требуют особого подхода при изучении их коллекторских свойств. В этих породах по способу образования обычно разли­
чают следующие основные типы пористости: а) межзерновую;
б) кавернозную; в) трещинную.
Определение физических параметров в карбонатных породах
с межзерновой пористостью производится теми же методами, которые
применяются при изучении терригенных коллекторов.
Изучение кавернозных и трещинных пород-коллекторов в лабо­
раторных условиях вызывает определенные трудности. Однако
учитывая все более частое обнаружение таких пород, наличие в неко­
торых разрезах трещиноватых коллекторов терригенного состава
и, наконец, возможность развития кавернозных коллекторов среди
хемогенных образований смешанного сульфатно-галогенного состава,
определение емкостной и фильтрационной характеристик подобного
типа пород совершенно необходимо. В связи с этим важное значение
приобретают общегеологическое и тектоническое изучение месторо­
ждений, связанных с коллекторами указанных типов, наблюдения
за условиями бурения на этих месторождениях, проведение наиболее
полного комплекса промыслово-геофизических исследований (в том
числе и регистрация скорости проходки) и др.
При геолого-тектоническом изучении месторождений, связанных
с кавернозными и трещиноватыми коллекторами, необходимо кроме
состава и текстурно-структурных особенностей пород устанавливать
условия образования этих толщ, наличие или отсутствие перерывов
63
в осадконакоплении, характер последующих преобразований отложе­
ний и характер тектонических перестроек района месторождения
с одновременным выяснением общей направленности основных
систем трещин.
В процессе бурения скважин в трещиноватых и кавернозных
породах следует фиксировать глубины провала инструмента, погло­
щения глинистого раствора и другие нарушения нормального хода
бурения, не связанные с техническими неполадками.
Все результаты литологического и геолого-тектонического изу­
чения разрезов продутивных горизонтов, сложенных трещиноватыми
и кавернозными коллекторами, должны тщательно увязываться
с наблюдениями, полученными в процессе бурения скважин, и мате­
риалами промыслово-геофизических исследований. По совокупности
полученных данных определяются общий характер структуры ем­
кости резервуара и приближенные сведения о проницаемости отдель­
ных его частей. Характер структуры порового пространства такого
коллектора и его фильтрующие свойства устанавливаются по кер­
нам, по возможности больших размеров. Методы определения основ­
ных физических параметров коллектора по керну выбираются
в зависимости от их эффективности. Так открытую пористость кавер­
нозных и кавернозно-трещинных пород лучше определять газоволюметрическим методом.
Д л я получения достоверного фактического материала о полезной
емкости трещиноватых и кавернозных коллекторов необходимо
периодически пересчитывать запасы нефтяных и газовых залежей,
приуроченных к таким коллекторам, и по ним рассчитывать эффек­
тивную пористость. В последующем эти данные следует использо­
вать при определении коллекторских свойств пород аналогичных
месторождений.
В трещиноватой породе присутствуют и поры (в карбонатных
породах также каверны, карстовые и другие полости), и трещины.
Трещинная пористость, по данным С. Д . Пирсона (1961), составляет
примерно 1 0 % от общей пористости коллектора.
Трещиноватость усиливает фильтрацию пластовых флюидов,
а также в совокупности с кавернами и карстовыми полостями играет
определенную роль как емкость для газа и нефти.
Важнейшими параметрами трещиноватости являются раскрытость
трещин, величина объемной плотности трещин и элементы ориенти­
ровки трещин в пространстве. Все известные в настоящее время
методы определения параметров трещиноватости разделяют на три
большие группы: геологические, геофизические и гидродинамические.
Наиболее распространенным геологическим методом исследова­
ния трещиноватых горных пород является изучение трещин в обна­
жениях; в лабораторных условиях изучают ориентировку трещин,
их раскрытость в керне пород и в шлифах под микроскопом.
Геофизические методы исследования трещиноватости в настоя­
щее время еще недостаточно разработаны. Однако измерения удель­
ного электрического сопротивления трещиноватых пород позволяют
04
определять ориентировку преобладающих систем трещин и относи­
тельное изменение плотности трещиноватости в зависимости от в ы ­
бранного направления.
Качественное изучение трещиноватости в лабораторных условиях
проводится путем ультразвукового прослушивания керна горных
пород с помощью пьезоэлектрического излучателя, изготовленного
из пластинок кварца или титаната бария (Багринцева, 1963). При
работе с двумя щупами на осциллографе дефектоскопа отмечаются
начальный и донный импульсы; скорость ультразвука определяется
расчетным путем.
К. И. Багринцева обнаружила зависимость скорости распростра­
нения продольных ультразвуковых волн от литологического состава
пород. В плотных известняках скорость ультразвука составила
5,9—6,3 км/сек, в глинистых известняках 4 , 4 — 5 , 4 км/сек, в пори­
стых, кавернозных, доломитизированных известняках 4 , 7 4 км/сек,
фораминиферовых мергелях 3,92 км/сек и в песчаниках 3,73 км/сек.
Применение ультразвукового прослушивания позволяет разли­
чать пористые и трещиноватые участки в образцах керна гор­
ных пород.
Гидродинамические исследования главным образом связаны с изу­
чением фильтрации в трещиноватых и трещинно-пористых средах.
Наиболее прогрессивным является представление Г . И. Баренблатта
и Ю. П. Желтова (1960) о трещинно-поровом коллекторе к а к о слож­
ной среде, состоящей из вложенных одна в другую трещиноватой
и пористой сред, что позволяет рассматривать процессы фильтрации
с учетом перетока жидкости между системами трещин и порами
блоков.
Существует два мнения о емкости трещин. Одни (А. А. Трофимук, 1955), считают, что емкость трещин может существенно влиять
на подсчет запасов нефти, другие (Г. К . Максимович, 1958 и др.)
утверждают, что именно межзерновая пористость определяет емкость
породы, рассеченной трещинами. Т а к , Е . М. Смехов (1958, 1 9 6 2 ,
1963) считает, что трещиноватость главным образом сказывается
на фильтрации флюидов. Емкость же трещинного пласта-коллектора
мало зависит от нее.
Если придерживаться последнего взгляда на оценку трещинных
коллекторов, то очевидно, что при определении их емкости решающее
значение имеет емкость каверн, карстовых и других полостей в сово­
купности с межзерновой пористостью. Проницаемость трещиноватых
пород находится в прямой зависимости от ширины трещин и их
густоты. Трещинная проницаемость обычно больше межзерновой.
Литолого-петрографические исследования (Гмид, 1958) показы­
вают, что, трещинная пористость не играет существенной роли в опре­
делении емкости пласта-коллектора. Она обычно не превышает
0,10%.
Для характеристики удельного объема трещин в породе чаще
всего употребляют термин трещинная пористость (Ромм, 1966 и д р . ) .
Некоторые авторы оперируют термином коэффициент трещинова5 Заказ
2211.
65
тости (Котяхов, 1961). Однако трещиноватость определяется мно­
гими параметрами, такими, как объемная плотность, поверхностная
плотность, густота, раскрытость и ориентировка трещин и д р . ,
что вносит в название коэффициента некоторую неопределенность
(Ромм, 1966).
Е . С. Ромм пришел к выводу, что в условиях глубокого залегания
трещиноватых пластов-коллекторов раскрытость трещин составляет
обычно от 10 до 40 мк, достигая 100—150 мк, что обеспечивает полу­
чение высоких дебитов нефти и г а з а .
В настоящее время известно три метода определения трещинной
пористости: метод шлифов; метод, основанный на сопоставлении
данных Б К З и Н Г К , и метод, связанный с фотокаротажем скважин
и их испытанием.
Метод исследования микротрещин в шлифах под микроскопом,
предложенный Е . М. Смеховым Л . П. Гмид, М. X . Булач и др.
(1962), позволил изучить много тысяч шлифов из образцов различ­
ных горных пород. Метод шлифов является статистическим. Для по­
лучения данных с определенной степенью приближения, по мнению
Е . М. Смехова (1965), необходимо исследовать достаточное коли­
чество шлифов. Оно зависит от мощности исследуемого интервала,
при частоте отбора не меньше, чем один шлиф на 1 м проходки.
Осреднению могут быть подвергнуты данные, полученные не менее
чем по 15—20 шлифам при мощности интервала менее 15 м.
Д л я подсчета трещинной пористости пользуются формулой
где яг — трещинная пористость; Ъ — кажущееся значение раскрытости трещин; / — длина следов трещин в шлифе; F — площадь
шлифа.
т
Метод, связанный с сопоставлением данных Б К З и Н Г К (Нечай,
1960), применяется при вычислении трещинной пористости чисто
трещинного коллектора, характеризующегося отсутствием в разрезе
глин.
Метод, основанный на применении фотокаротажа скважин и дан­
ных промысловых исследований скважин ( Ф . И. Котяхов, С. А. Се­
ребренников, Т . В . Щербакова), позволяет определить удельную
плотность открытых трещин и подсчитать коэффициент трещинной
пористости по формуле, справедливой для случая течения жидкости
к скважине в изотропной трещиноватой породе. Формула выведена
из известных формул Дюпюи и Буссинеска
где т — коэффициент трещинной пористости; п — коэффициент
продуктивности скважины за счет трещин в M lcymKU'am;
с — объем­
ный коэффициент жидкости; (д, — динамическая вязкость в спз;
Т
т
z
66
R и R — радиусы контура питания и скважины в м; h — мощность
пласта в м; s — удельная плотность трещин (отношение суммарной
длины трещин на фотоснимках к суммарной площади снимков)
в Нем.
Применимость метода глубинного фотографирования стенок сква­
жин ограничена условиями проведения работ, так как в это время
скважина должна быть или сухой, или заполненной прозрачной
жидкостью, что позволяет получить четкие фотографии.
При подсчете запасов нефти и газа Ю. Ф . Клейносов (1965)
вычислял трещинную пористость, используя метод промысловых
исследований скважин в сочетании с методом шлифов. Формулы
для определения трещинной пористости этим методом выведены
Б . В . Позиненко (1965) с учетом анизотропии коллектора.
Вычисление трещинной пористости для коллектора нефти про­
водилось по следующей формуле:
a
где с — объемный коэффициент нефти; ц — коэффициент продуктив­
ности в M /cymnU'am;
ji — вязкость нефти в спз; R и R — радиусы
контура питания и скважины в м ; T — объемная плотность открытых
трещин в 1/см; h — мощность пласта в м ; U и к
— экстремальные
значения проницаемости пласта в д.
Вычисление трещинной пористости для коллектора газа прово,дилось по следующей формуле:
3
K
11
0
22
где t , t
— пластовая и поверхностная температура в C ; z —
коэффициент сжимаемости г а з а ; \i — вязкость газа в спз\ Q — дебит
газа в м /сутки;
р и р — пластовое и забойное давление на контуре
питания и в скважине в am.
Приведенные формулы расчета трещинной пористости для коллек­
торов нефти и газа справедливы при наличии в пласте только вер­
тикальных трещин. Как и во всех ранее приведенных формулах,
в них не учитывается емкость пустот выщелачивания, приуроченных
к трещинам.
nj[
0
mb
3
к
с
Объемная плотность трещин T определяется в шлифах по фор­
муле
Она также ориентировочно может быть опреде­
лена визуально по керну (Клейносов, 1965).
Сопоставление результатов измерения
различными методами
пористости
Опытные данные по сопоставлению общей и открытой пористости
при массовом изучении образцов горных пород, отобранных из раз­
личных по геологическому возрасту и строению нефтегазоносных
5*
G7
районов, показывают, что общая (абсолютная) пористость больше
открытой пористости.
На рис. 7 приведены зависимости абсолютной (кривая 1) и откры­
той (кривая 2) пористости от плотности пород. Кривые построены
по результатам изучения 191 образца различных пород. На графике
отчетливо видно, что сглаженная кривая 1, построенная по точкам,
соответствующим определениям пористости и плотности методом
Мельчера (парафинирования), располагается выше сглаженной кри­
вой 2, соединяющей точки, полученные методом Преображенского
Рис.
7.
Соотношение мещду пористостью и плотностью
чано-алевритовых
пород).
(для
пес-
1 — пористость по методу Мельчера (парафинированном); 2 — пористость по
методу Преображенского
(керосинонасыщснием)
(керосинонасыщения). Так же себя ведут и теоретические кривые.
В с е это подтверждает вывод о том, что у большинства сцементиро­
ванных песчано-алевритовых пород общая пористость выше пори­
стости открытой. Совпадение общей пористости с открытой пористо­
стью возможно как частный случай при отсутствии в породе закрытых
и топких пор.
В песках общая пористость близка к открытой пористости. В пес­
чаниках и алевролитах благодаря цементации каналов некоторое
количество пор оказывается изолированным. Особенно большое коли­
чество замкнутых пор встречается в известняках, опоках и туфовидных породах. В этих породах различие между общей и открытой
пористостью может быть весьма велико.
Работы, проведенные во В Н И И Г а з е под нашим руководством,
показали, что если коллектором газа служат алевролиты или сце­
ментированные песчано-алевритовые породы, то открытую пористость
68
их необходимо определять методом газонасыщения, применяя газо­
вый порозиметр. При определении открытой пористости этих пород
с помощью газового порозиметра величины ее получаются выше,
чем при методе керосинонасыщения. В значения открытой пори­
стости, установленные керосинонасыщением, необходимо вводить
поправку — коэффициент завышения. Величина последнего для
пород различных месторождений может быть неодинакова. Поэтому
для вычисления необходимой поправки в каждом конкретном случае
следует провести серию опытных замеров пористости методами газои керосинонасыщения.
Т а к , изучение 53 образцов алевролитов и алевропесчаников газо­
носных горизонтов месторождения Газли показало, что пористость
открытая, измеренная по газонасыщению, выше, чем определенная
по керосинонасыщению. При этом коэффициент завышения соста­
вил 5 % . В том числе, когда коллектором газа являются песчаные
породы (рыхлые, слабо- и среднесцементированные), открытая
пористость их в общем с допустимой точностью может определяться
любым из перечисленных выше д в у х методов. Пористость слабосцементированных песчаниковых и алевролитовых пород, рассыпа­
ющихся при насыщении их керосином, а также сильно сцементиро­
ванных пород с малой пористостью необходимо измерять на газо­
вом порозиметре, так как определение обоих названных типов пород
керосинонасыщением приводит к большим ошибкам.
Следует отметить часто наблюдаемую значительную погрешность
метода керосинонасыщения при определении открытой пористости
плотных пород, характеризующихся пористостью меньше 5 % .
В данном случае величина открытой пористости, определенная по
насыщению керосином, может быть выше общей пористости, что не
отвечает действительности. Это объясняется тем, что вес керосина,
вошедшего в поры образца плотной породы, получается завышенным
за счет веса пленки керосина, удерживаемой боковой и торцевыми
поверхностями образца. Поровый объем породы при этом настолько
мал, что в него в процессе опыта входит ничтожный объем керосина.
В этих условиях неснимаемая с поверхности образца пленка керо­
сина, несмотря на казалось бы ничтожные объем и вес, влияет на
общий объем и вес керосина, вошедшего в поровую систему образца
породы.
Принципы выделения коллекторов и определения пористости
с помощью геофизических методов
Методами промысловой геофизики решаются задачи выделения
коллекторов, разделения их на газоносные и водоносные, подсчета
эффективных мощностей, определения величин коэффициентов пори­
стости и нефтегазонасыщения.
При разведке нефтяных и газовых месторождений и оценке запа­
сов используют результаты изучения керна, а также данные промыслово-геофизических исследований скважин.
09
Особое развитие получили методы электрометрии скважин,
которые в комплексе с другими методами (потенциалов собственной
поляризации, радиометрии) позволяют выделять в разрезе проница­
емые пласты-коллекторы нефти и г а з а , получать информацию о строе­
нии и свойствах коллекторов нефти и г а з а .
Горные породы и породообразующие минералы весьма разно­
образны по своим электрическим свойствам. Удельное сопротивление
горных пород колеблется от 1 0 " до 1 0 ом-см
(Пархоменко, 1965).
Электрическое сопротивление горной породы, не содержащей
глинистой фракции, главным образом зависит от содержания и рас­
пределения в ней воды при постоянной ее минерализации.
Количество минерализованной воды в пласте обычно связано
с пустотным пространством горных пород, слагающих пласт.
Д л я выражения зависимости между электрическим сопротивле­
нием водоносной породы и величиной ее пористости в чистых (не­
глинистых) коллекторах Г. Арчи (Archie, 1942) предложил соотноше­
ние
P = Tn-»,
2
16
n
где P — относительное сопротивление (параметр пористости), рав­
ное отношению сопротивления водоносной породы к сопротивлению
воды, насыщающей породу; т — пористость; Ъ — структурный по­
казатель, изменяющийся в зависимости от степени уплотнения по­
роды от 1,3 (рыхлые пески, оолитовые известняки) до 2,2 (хорошо
сцементированные песчаники с низким коэффициентом пористости,
известняки, доломиты).
11
Породы с высокой пористостью обычно имеют более низкие
значения Ъ, чем породы с низкой пористостью.
Хембл предложил соотношение для выражения зависимости
между P и т в виде
,P = 0 , 6 2 т - ' .
n
2
11
15
С. Пирсон (1961) приводит сравнение графика P = f (т), рас­
считанного по формуле Хембла, с графиками P = f (т) Г. Арчи
для различных Ъ = const (рис. 8).
В . Н. Дахновым (1959), М. Р . Вилли и А. Р . Грегори (1957)
дай более общий вид зависимости
n
n
где а — постоянная величина для пород определенного типа п.
В . Н. Дахнов соотношение между параметром насыщения P
(отношение сопротивления нефтеносной породы к сопротивлению
той же породы, насыщенной соленой водой при минерализации ее,
равной минерализации связанной воды) и коэффициентом водонасыщенности k выразил в виде:
п
n
s
P
70
=—.
Для песчано-глинистых пород (при к >• 4 0 % ) а = 0,6 и п = 2,25;
для карбонатных пород (при к >> 2 5 % ) а = 0,4 и п = 2,1.
Для разных месторождений характер зависимости P = f (к )
различный. Наибольшее влияние на приведенный вид связи оказы­
вает смачиваемость поверхности зерен породы, сказывающаяся на
неоднородном распределении связанной воды при одном и том же ее
содержании в породе (Келлер, 1957).
Различный характер
смачивае­
мости поверхности
обусловливает
различное распределение связанной
воды, что сказывается на величине
электрического сопротивления, кото­
рая может не быть одинаковой при
одной и той же водонасыщенности.
Электрическое сопротивление неф­
теносных пород может быть резко
завышено При высоких
поверхно­
стно-активных свойствах флюидов,
заполняющих поровое пространство.
В этом случае возможно образова­
ние эмульсии типа воды в масле,
либо перегородок из нефти, что вы­
зывает
значительную
разобщен­
ность отдельных водяных капель в
поровом пространстве (Котов, 1964).
Нефтеносные породы в зависи­
мости от минерального состава, ко­
личества и минерализации связан­
ной воды могут иметь самые раз­ Р и с . 8. Р а с ч е т н ы е г р а ф и к и P
=
— f (т) д л я
различных
значений
личные величины сопротивлений: от
1,5 до 1000 ом-м и более. Д л я неф­ с т р у к т у р н о г о п о к а з а т е л я b ( п о
С. П и р с о н у ) .
теносных известняков значения со­
дана зависимость P —
противлений колеблются от 7 до Пунктиром
= / ( т ) , рассчитанная по
формуле
Хембла. К о л л е к т о р ы :
1 — хо­
34 тыс. ом-м.
рошо сцементированные; 2 — среднеДля
девонских
продуктивных сцементированные; 3 — слабо сцемен­
4 — очень слабо сцемен­
пластов
Волго-Уральской
нефте­ тированные;
тированные; 5 — несцементированные
газоносной
области
характерно
удельное
электрическое
сопроти­
вление, определенное методом бокового электрического зондирова­
ния, 10—100 ом-м, редко 1 0 0 0 — 1 4 0 0 ом-м; для угленосной толщи
8—1200 ом-м. Карбонатные нефтеносные породы турнейского воз­
раста имеют удельное сопротивление от 2 до 280 ом-м. Для про­
дуктивных карбонатных пластов верхнефаменского возраста наиболее
типичным является удельное сопротивление 150—280 ом-м.
Изучение коллекторов межзернового типа более просто. Призна­
ками этого коллектора служат: а) отрицательная аномалия на кри­
вой потенциалов собственной поляризации; б) превышение показа­
ний микропотенциал-зонда над показаниями микроградиент-зонда
ъ
в
n
в
n
N
71
и низкие значения р ; в) низкие и средние значения естественной
радиоактивности; г) сужение диаметра скважины на кавернограмме;
д) более низкая интенсивность радиационного гамма-излучения
по сравнению с плотными породами и более высокая по сравнению
с глинами.
Разделение коллекторов на нефтеносные (газоносные) и водо­
носные производят по данным метода сопротивлений. Признаком
продуктивного пласта при низком удельном сопротивлении р
бурового раствора служит понижение удельного сопротивления
пласта в зоне проникновения фильтрата бурового раствора (пони­
жающее проникновение). Признаком водоносного коллектора являет­
с я повышение удельного сопротивления пласта в зоне проникновения
фильтрата бурового раствора (повышающее проникновение), когда
удельное сопротивление фильтрата бурового раствора более чем
в 2 раза превышает удельное сопротивление пластовой воды. Боль­
шая часть продуктивных коллекторов характеризуется отсутствием
заметной зоны проникновения (двухслойная кривая зондирования).
В случае коллекторов, содержащих глинистый материал в рас­
сеянном виде или в виде тонких прослоев, прибегают к различным
способам учета глинистости по данным метода потенциалов собст­
венной поляризации или метода естественного гамма-излучения.
Опытным путем по данным БЭЗ и опробования устанавливается ве­
личина критического удельного сопротивления р , минимальное
значение удельного сопротивления, при котором в результате опро­
бования получают воду с нефтью (газом). Учет ухудшения коллекторских свойств за счет глинизации порового пространства произ­
водится, например, путем сопоставления величин аномалий СП
с отношением р /р удельных сопротивлений зоны проникновения
и пласта.
В случае тонкопереслаивающейся песчано-глинистой пачки удель­
ное сопротивление нефтеносного (газоносного) пласта определяется
с учетом мощности непроницаемых прослоев, вычисляемой по данным
метода потенциалов собственной поляризации и естественной радио­
активности.
Эффективную мощность нефте- и газонасыщенных интервалов
определяют по расстоянию между границами пластов.
В случае массивной залежи определяют и учитывают границы
переходной зоны. Последняя учитывается и в пластовых залежах,
в скважинах, в которых вскрыт контакт газ — вода. В тонкопереслаивающихся песчано-глинистых разрезах по данным метода по­
тенциалов собственной поляризации и естественной радиоактивности
подсчитывают и исключают суммарную мощность глинистых прослоев.
Согласно современным представлениям влияние глинистости на
проводимость горных пород связано с образованием двойного элек­
трического слоя на поверхности минеральных частиц при соприкос­
новении их с водными растворами.
В основу представлений о строении двойного слоя в настоящее
время положена теория Гуи-Штерна, согласно которой двойной
в
р
пкр
зи
72
п
слой рассматривается как плоский конденсатор. По гипотезе Г у и Штерна на поверхности твердого тела находится избыток зарядов
одного знака, образующий одну из обкладок конденсатора (внутрен­
нюю). Противоположно заряженные ионы в жидкости образуют
два слоя. Первый слой — неподвижный адсорбционный, играющий
роль наружной обкладки конденсатора и определяющий его емкость,
второй слой — диффузионный. Проводимость внутри пористых систем
определяется проводимостью трех составляющих: свободного рас­
твора, диффузной и адсорбцион­
ной частей двойного электриче­
ского слоя.
Не все геофизические мето­
ды изучения
коллекторских
свойств разработаны в равной
степени, некоторые
требуют
дальнейшего развития. К чис­
лу
наиболее
разработанных
методов определения пористости
пород по геофизическим данным
относятся методы, основанные
на измерениях: 1) удельного
сопротивления пород и пласто­
вых вод; 2) потенциалов соб­
ственной поляризации; 3) плот­
ностей надтепловых и тепло­
вых нейтронов и интенсив­
ности рассеянного гамма-излу­
чения.
Для измерения электриче­
ского сопротивления
горных
пород в настоящее, время ис­
пользуется различная аппара­
тура. В большинстве случаев
используется четырехэлектродная
компенсационная
схема
Рис.
9.
Капилляриметрический
зистивиметр.
ре-
1 — корпус; 2 — крышка; з — полупрони­
цаемая мембрана (мелкопористый фильтр);
4 — образец
песчаника;
5 — про­
кладка из фильтровальной бумаги; 6 —
кварцевая
пудра;
7 — плексигласовые
прокладки; 8 — пружина;
9 — соедини­
тельная резиновая трубка; W — микро­
пипетка; 11 — стеклянная трубка; 12 —
менделеевская замазка; 13 — вытесняющая
жидкость (керосин или нефть); 14 — соле­
вая вода; 15 — соединительные
провода;
Л — токовый верхний электрод
(медная
сетка); В — токовый нижний электод (тон­
кая медная проволочка); М, N,
N'—изме­
рительные электроды
73
с пульсатором и потенциометром (Кобранова, 1962). Основным
ее преимуществом является отсутствие влияния переходного (кон­
тактного) сопротивления на результаты измерений. Пользуясь дан­
ной схемой, можно проводить измерения как на водо-, так и на нефтеводонасыщенных образцах породы.
Измерение электрических сопротивлений при различной насы­
щенности жидкостями проводят на приборах, принцип действия
которых основан на капиллярном давлении воды (Reichertz, 1951).
Т а к применяют капилляриметрический резистивиметр (рис. 9),
пользуясь которым можно производить замеры электрического
сопротивления, по мере отжатия воды из образца породы (Золотов,
Орлов, 1959). Капилляриметрический резистивиметр позволяет про­
следить изменение электрического сопротивления и параметра на­
сыщения на одном и том же образце породы в большом диапазоне
изменения водонасыщенности.
Образец, насыщенный 4 н. раствором NaCl, устанавливается
на полупроницаемую мембрану и прижимается к ней пружиной.
Токовые электроды А и В устанавливаются на торцах образца. Ниж­
ний электрод расположен между образцом и мембраной. Он пред­
ставляет собой диск из фильтровальной бумаги, смоченной 4 н. рас­
твором NaCl. Для надежности электрического контакта между ли­
стами фильтровальной бумаги расположены медные проволочки
диаметром 0,05 мм, которые соединяются с корпусом капилляриметра. Верхний питающий электрод представляет собой металличе­
скую сетку, прижимаемую пружиной к верхнему торцу образца.
Сетка изолирована от пружины и корпуса прокладками из плекси­
г л а с а . Измерительными электродами M H N являются кольца из
медной проволоки диаметром 0 , 5 — 0 , 8 мм, которую прочно закру­
чивают вокруг образца; расстояние между кольцами 10 мм. Для
проверки равномерности распределения воды и нефти на отдельных
образцах устанавливают несколько (до трех) измерительных элек­
тродов. Все провода от электродов изолируют и выводят через стек­
лянную трубку. Вывод трубки герметизируют менделеевской за­
мазкой.
Измерения проводят в следующем порядке. После установки
100%-ного водонасыщенного образца в капилляриметр измеряют
сопротивление образца. Далее последовательно повышают давление
до 300—350 мм рт. ст. Е с л и позволяет мембрана, то давление до­
водят до 1—1,5 am, в зависимости от проницаемости породы и до­
стижения предела неснижаемой водонасыщенности. Вытеснение воды
из образца воздухом либо моделью нефти продолжается 16—45 дней.
В течение этого времени 2 раза в сутки измеряют сопротивление
образца. Количество вытесненной из образца воды отмечают по
уровню в микропипетке.
Исследования показали (Дахнов, 1959; Пирсон, 1961), что от­
носительное сопротивление породы зависит от ее пористости и формы
порового пространства. Сопротивление тем болыпе, чем меньше
пористость породы и чем сложнее форма порового пространства.
74
Если поровые каналы равномерно распределены в породе, имеют
простую форму и их структурный коэффициент равен единице,
можно установить коэффициент пористости.
В ряде случаев удается определить пористость по относительному
сопротивлению породы и тогда, когда структурный коэффициент
больше единицы. Для этого проводят соответствующие экспери­
менты в лаборатории.
В основу метода сопротивлений положена обратностепенная
зависимость между коэффициентом т и параметром пористости
породы P (Дахнов, Долина, 1959).
Наилучшим объектом для определения пористости пород методом
сопротивлений являются пески, слабо- и среднесцементированные
песчаники и рыхлые известняки (с преобладанием межгранулярных
пор). Если коллектор глинистый и насыщен водами слабой минера­
лизации, то надо ввести поправки на влияние проводимости глини­
стого материала. Однако указанным методом трудно, а иногда и не­
возможно определить пористость пород, содержащих нефть и г а з .
Определение т по данным метода сопротивлений состоит из сле­
дующих операций: а) составление на основании данных лаборатор­
ных исследований или лабораторных исследований и бокового
электрического зондирования экспериментальных графиков P =
= / (т) или выбор их из числа имеющихся; б) определение удельного
сопротивления р породы, полностью насыщенной водой; в) опре­
деление удельного сопротивления воды р ; г) вычисление P
=
n
11
вн
в
— - ^ - ; д) определение т по выбранной
11
зависимости
P
11
= / (т).
Ря
Удельное электрическое сопротивление горных пород, не содер­
жащих глинистого цемента, пропорционально удельному сопро­
тивлению насыщающей их жидкости. Относительное сопротивление
таких пород P зависит от объема и формы порового пространства
и не связано с р . Поэтому с помощью графиков корреляций Р
=
= / (т), составленных для изучаемых неглинистых пород, можно
определить открытую пористость га (рис. 10 и 11).
Определение пористости по удельному сопротивлению возможно
с помощью метода микрозондов, метода сопротивления зоны проник­
новения фильтрата бурового раствора и по сопротивлению пласта
за зоной проникновения.
Методом микрозондов определяется пористость терригенных кол­
лекторов при значениях последнего не менее 1 0 % . Для этого исполь­
зуются диаграммы
идеального
микропотенциал-зонда
А0,05М,
микроградиент-зонда A0,025M0,025N, зарегистрированные одновре­
менно в крупном масштабе, кривые разистивиметра и кривые р .
индукции, зарегистрированные идеальным зондом А0,4М. Толщина
глинистой корки на стенках скважины должна быть не более 1,5 см.
Для определения пористости по сопротивлению р. зоны про­
никновения фильтрата бурового раствора используют диаграммы
Б Э З , а также диаграммы потенциал- и градиент-зондов малого раз­
мера. При определении пористости указанным способом учитывают
11
в
в
0
к
ш
75,
фактор смешения фильтрата с пластовой водой, который оказы­
вается тем сильнее, чем хуже проницаемость коллектора. Фактор
смешения зависит от пористости и проницаемости, от глубины про­
никновения, а также от времени, прошедшего с момента вскрытия
пласта.
Определение т по сопротивлению водоносного пласта за зоной
проникновения вне контура нефте­ и газоносности производится
по диаграммам БЭЗ с помощью трехслойных палеток, а при неглу­
боком проникновении — по среднему значению р на диаграммах
0
к
Р и с . 10. З а в и с и м о с т ь п а р а м е т р а п о р и с т о с т и P
от по­
ристости д л я девонских водоносных песчаников и алев­
ролитов Туймазинского нефтяного месторождения
(по
Орлову,
1965)
n
больших градиент­зондов (более 4 м). Рекомендуется использовать
для этой цели также диаграммы больших потенциал­зондов.
Определение т по диаграммам потенциалов собственной поля­
ризации (U )
возможно только при наличии достаточно тесной
связи между пористостью и глинистостью для изучаемых коллекторов
при постоянной минерализации и химическом составе пластовой
воды, однородном составе цемента (преобладание глинистого), хоро­
шей сортированности обломочных зерен породы. Определение произ­
водится по корреляционным зависимостям амплитуды U
от т .
При этом предпочтение следует отдавать способу относительных
значений амплитуд £ / ­
0
CIl
GU
0
сц
Определение пористости пород по данным потенциалов собствен­
ной поляризации основано на зависимости диффузионно­адсорб­
76
ционной активности от отношения удельной поверхности поровых
каналов породы к ее пористости. Определение пористости данным
методом производится по экспериментально установленным зависи­
мостям между относительным значениям величины аномалии по­
тенциалов собственной поляризации и пористостью породы или по
зависимости между величиной диффузионно-адсорбционной актив­
ности и пористостью породы.
Р и с . 11. У с р е д н е н н ы е з а в и с и м о с т и п а р а м е т р а п о р и с т о с т и P
от пористости
т
д л я карбонатных пород с межзерновой пористостью различного возраста райо­
нов Б а ш к и р и и (по О р л о в у ,
1965).
1 1
1 — каширо-подольский горизонт; 2 — турнейский ярус; 3,4 — сакмаро-артинский гооизонт; 31— Кунакбаевская площадь; 4 — Грачевская площадь; S — фаменский ярус; 6 —
тульский горизонт; 7 — бийский горизонт
г
Определение пористости пород по данным нейтрон-нейтронного
и гамма-нейтронного методов основано на зависимости измеряемых
параметров плотности п тепловых и надтепловых нейтронов и интен­
сивности радиационного гамма-излучения водорода. Применение
этих методов затрудняется в глинистых коллекторах, в условиях
которых необходимо знать количество глинистого материала и сред­
нее содержание в нем кристаллизационной воды.
Пористость песчано-глинистых коллекторов в тех с л у ч а я х , когда
наблюдается зависимость между пористостью породы и содержанием
в ней глинистого материала и в коллекторах отсутствуют грубообломочные включения радиоактивных минералов, может быть
изучена по данным измерения естественного гамма-излучения.
77
В настоящее время применяют три способа определения пори­
стости по данным нейтронного гамма-метода: а) по величине интен­
сивности радиационного гамма-излучения; б) по данным измерения
интенсивности гамма-излучения двумя зондами различного размера;
в) боковым нейтронным гамма-зондированием.
Недостатком первого способа является малая точность при вы­
соких значениях коэффициента пористости и трудность учета заглинизированности и загипсованности. При втором способе можно более
точно оценивать пористость как плотных, так и высокопористых
карбонатных отложений при разном нефтенасыщении и минерали­
зации пластовых вод. Последний способ целесообразно применять
при непостоянной минерализации пластовых вод и изменяющейся
глубине проникновения фильтрата бурового раствора в коллекторы,
насыщенные сильно минерализованными пластовыми водами.
Пористость определяют также по методу изотопов, основанному
на изучении радиоактивности горных пород, вскрытых скважиной
на растворах, содержащих радиоактивные элементы. Количество
радиоактивных веществ, поступивших при фильтрации бурового
раствора в коллектор, находится в прямой зависимости от количества
жидкости, заполнившей поровое пространство коллектора.
Сущность метода рассеянного гамма-излучения основана на четкой
зависимости между интенсивностью рассеянного гамма-излучения
и плотностью пород, окружающих скважину, а также между плот­
ностью и пористостью.
В карбонатных разрезах изучение коллекторов усложняется
значительной изменчивостью коллекторских характеристик по раз­
резу. Исключение представляют сравнительно редко встречающиеся
карбонатные коллекторы межзернового типа, аналогичные песча­
ным.
Ввиду того, что число неизвестных величин, влияющих на пока­
зания методов промысловой геофизики, в карбонатных коллекторах
весьма велико, при изучении последних рекомендуется наиболее
полный комплекс методов. Д л я выделения коллекторов целесооб­
разно использовать диаграммы потенциалов собственной поляриза­
ции, микрозондов, кавернометрии и дифференциальной термометрии;
целесообразно проводить совместную интерпретацию данных метода
сопротивления и нейтронного гамма-метода (Перьков, 1963; Д а х н о в ,
1959). В Советском Союзе по показаниям нейтронного гамма-каро­
тажа определяют пористость главным образом карбонатных коллек­
торов.
Признаками коллекторов трещинного типа являются низкие
значения амплитуд J 7 . В ряде случаев коллекторы могут харак­
теризоваться и повышенными значениями U ,
проникновением
фильтрата бурового раствора в пласт по данным микроградиентзонда при низких значениях коэффициента пористости, устанавли­
ваемого методами сопротивления и нейтронного гамма-метода.
c n
CJJ
Признаками коллектора в закарстованньтх толщах служит особен­
но сильная изменчивость коллекторских свойств, наличие в одном
78
массиве участков плотных пород, пористых, кавернозных, трещино­
ватых зон, устанавливаемых различными промыслово-геофизическими методами, в том числе регистрацией продолжительности
проходки по повышению в отдельных участках скорости проходки
и провалам бурового инструмента.
Для разделения коллекторов на водоносные и газонефтеносные
в однородных участках используется метод, основанный на сопоста­
влении величины относительного сопротивления с интенсивностью
радиационного гамма-излучения, и метод больших потенциалзондов.
Для определения коэффициента пористости карбонатных коллек­
торов практически наиболее применимы методы электрометрии по
сопротивлению зоны проникновения фильтрата бурового раствора
и нейтронный гамма-метод. Возможно использование для указанной
цели метода микрозондов, если величина т превышает 1 5 % .
Определение т методом сопротивления зоны проникновения
возможно по левой ветви кривой Б Э З или по диаграмме одного
зонда малого радиуса исследования, в частности симметричного
градиент-зонда, идеального потенциал-зонда, трехэлектродного по­
тенциал-зонда.
Газо- и нефтеводонасыщение в общем случае в карбонатных кол­
лекторах не определяется. Исключение представляют коллекторы
межзернового типа.
Изложение методов выделения коллекторских толщ путем ин­
терпретации геофизических материалов и определения коллектор­
ских свойств приведено в работах И. Эйдмана (1956), С. Комарова
(1956, 1963), 3 . Кейвсара (1958), В . Дахнова (1959, 1962), В . Д а х нова и Л . Долиной (1959), Л . Долиной (1959), И. Эйдмана и С. Ф и н кельштейна (1960), С. Итенберга (1961), С. Пирсона (1961), В . Кобрановой (1962), Н. Перькова (1963), Б . Вендельштейна и В . Ларионо­
ва (1964), А. Нечая (1964), В . Долицкого (1965), Б . Вендельштейна
(1966) и др.
Оценивая данные о пористости объекта исследования, сопоста­
вляют результаты измерения пористости и других параметров,
полученных по керну, с каротажными диаграммами скважин, что
позволяет в ряде случаев установить корреляционную зависимость
между каротажными данными и лабораторными определениями
свойств пород-коллекторов по образцам кернов. Такое сопоставление
позволяет выделить коллекторские и неколлекторские породы, что
важно для подсчета суммарной мощности коллекторов в разрезе
и выделения интервалов глубин для опробовательских работ на
приток.
Для объективной оценки порового объема продуктивного гори­
зонта необходимо определить достоверно среднюю величину его
пористости. С этой целью весьма важно правильно разместить по
разрезу точки отбора образцов керна для исследования.
Частота точек отбора образцов для изучения физических свойств
по керну обусловливается характером отложений и увеличивается
0
0
79
с увеличением степени изменчивости последних. Коллекция образцов
должна отображать "не только все детали строения и состава пород,
слагающих продуктивные горизонты, но и общий характер распре­
деления отдельных типов пород по разрезу и по площади.
В мощных лито логических однородных пластах пород, предста­
вленных хорошими коллекторами, образцы следует брать через
2—3 м. При чередовании маломощных пластов (2—3 м) образцы
необходимо отбирать из каждого пласта, причем желательно из
верхней и нижней частей этого пласта.
В карбонатных газо- и нефтеносных породах частота отбора об­
разцов также определяется изменчивостью текстурно-структурной
характеристики пород. В общем случае образцы отбираются не реже,
чем через 0,5 м. Для лабораторных исследований по возможности
отбираются образцы полного (цилиндрического) керна.
Образцы пород, способных при высыхании менять свой текстур­
ный облик (растрескиваться, рассыпаться и т. д . ) , необходимо
перед отправкой в лабораторию парафинизировать через марлю
так же, как это делается с керном из скважин, пройденных на нефтя­
ной основе.
Каждый образец должен быть снабжен этикеткой, в которой
кроме номера образца должны быть указаны месторождение (или
район бурения), номер скважины, интервал бурения, место отбора
образца в этом интервале и краткое название породы.
Вычисляя средние величины, следует вначале определить по
разрезу и каротажным диаграммам мощность плохо проницаемых
пород, залегающих в интервалах отбора керна, и исключить их из
подсчета мощности горизонта, а также из подсчета средних величин
пористости и проницаемости. Плохо проницаемыми породами-кол­
лекторами, не представляющими промышленного интереса, следует
считать такие, которые характеризуются абсолютной газопрони­
цаемостью от 1 мд и меньше. Среднюю пористость вычисляют как
взвешенную по площади или объему продуктивного пласта.
Средневзвешенную по объему величину пористости продуктив­
ного пласта вычисляют с использованием карты равной пористости
и карты равной эффективной нефтенасыщенной мощности. Эти
карты накладывают одну на другую и в точках пересечения изолиний
мощности и пористости находят их произведения hm, по которым
строят новую карту.
По карте произведений hm вычисляют средневзвешенную по
площади величину произведения (mh) . Разделив средневзвешенную
по площади величину произведения (mh)
на средневзвешенную
по площади величину мощности пласта h , находят средневзвешен­
ное по объему значение пористости (Мелик-Пашаев, Кочетов, К у з ­
нецов, Долина, 1963).
F
F
p
Глава
IV.
ПРОНИЦАЕМОСТЬ
Общие сведения. Закон Дарси
Проницаемость пористой среды по отношению к жидкостям
и газам есть способность этой среды пропускать через себя жидкости
или газы при наличии перепада давления. Проницаемость является
свойством пористой среды и мерой проводимости ее для жидкостей
и газов. Установившаяся скорость течения и его направление с в я ­
заны с различными физическими свойствами движущегося флюида
(плотность, вязкость, сжимаемость, упругость и т . д . ) , а также с осо­
бенностями геометрии порового пространства (размеры попереч­
ного сечения и форма поровых каналов, их распределение в поровом
объеме), которые предопределяют пропускную способность пори­
стой среды. Проницаемость тесно связана со структурой пустотного
пространства, поэтому определение проницаемости дает возмож­
ность глубже понять характер пористой среды.
Знание процессов движения пластовых флюидов в пористых сре­
дах имеет большое значение для решения ряда практических задач,
в том числе и в области добычи нефти и газа.
Вопросы течения жидкостей и газов сквозь пористые среды из­
ложены в монографиях Г. Н. Каменского (1933), Л . С. Лейбензона
(1947), П. Я . Полубариновой-Кочиной (1952), Маскета (Muskat, 1937,
1949), Манегольда (Manegold, 1955), Кармана (Carman, 1956),
Шейдеггера (Scheidegger, 1957) и др.
Характеристика проницаемости среды для жидкости была дана
французским инженером А. Дарси (Darcy, 1856), который исследо­
вал течение воды через песчаные пачки в связи с водоснабжением
г. Дижона.
Эксперименты заключались в пропускании водного потока сверху
вниз через вертикально поставленную трубу, заполненную песком,
и наблюдении скорости течения потока при различном давлении
между входом и выходом. Мерой давления служила высота уровня
воды в манометре, отнесенная к общему'нулевому уровню.
Дарси установил, что расход Q жидкости пропорционален
гидростатическому напору ghp, увеличенному на давление р, ока­
зываемое на свободную поверхность жидкости, иначе пропорционален
б Заказ 2 2 1 1 .
81
давлению P = (р + ghp),
вызывающему фильтрацию жидкости
сквозь пористую среду на пути длиной /. Закон Дарси в элементар­
ной форме выражается соотношением
где F — площадь поперечного сечения, перпендикулярного напра­
влению потока; к — коэффициент пропорциональности, названный
Дарси коэффициентом, зависящим от проницаемости пласта; g —
ускорение силы тяжести; h—высота над данным постоянным уровнем;
р — плотность жидкости. Знак минус в выражении для Q показывает,
что течение имеет направление, противоположное увеличению. Дарси
проводил свои исследования только с водой, вязкость которой равна
единице. Для того чтобы формула Дарси могла быть использована
и для других жидкостей, в дальнейшем в нее были внесены некото­
рые изменения, связанные с тем, что к обратно пропорционален
вязкости ц. и пропорционален плотности жидкости р
В связи с этим была определена новая постоянная к ' , которая
не зависит от свойств жидкости
В
формулу Дарси вместо показаний манометра вводят новую
постоянную
Постоянная к
называется проницаемостью,
или пропускной способностью.
Д л я оценки проницаемости горных пород обычно пользуются
линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость филь­
трации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту
давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жид­
кости.
Ниже приводим уравнение, которое действительно только для
течения несжимаемой жидкости, плотность которой не зависит от
давления:
где Q — объемный расход жидкости в единицу времени; v — ско­
рость линейной фильтрации; Ap — перепад давления; L — длина
пористой среды; F — площадь поперечного сечения элемента пласта;
ц — вязкость жидкости; к — проницаемость.
82
Согласно этому закону проницаемость является константой про­
порциональности, характеризующей пористую среду, причем в иде­
альном случае она не зависит от типа фильтруемой жидкости
Если все величины, входящие в уравнение, измерены в системе
СГС, проницаемость к измеряется в квадратных сантиметрах. Прак­
тической единицей измерения является дарси.
Проницаемость пористой системы, через которую фильтруется
жидкость с вязкостью 1 спз, при расходе жидкости 8,64 м 1 сутки,
градиенте давления 1 am (760 мм) на 1 м и площади сечения пористой
среды 1 м , составляет 1 д, или 1000 мд.
Для перехода от практической единицы измерения проницае­
мости к к единицам измерения проницаемости в технической к
и физической & системах служат формулы: к = 0,981 • 1 0 " Zc ,
к = 0 , 9 8 1 - 1 0 " к,.
В системе СИ за единицу проницаемости в 1 м (приблизительно
в 1 0 раз больше проницаемости в 1 д) принимается проницаемость
такой пористой среды, при фильтрации через образец которой пло­
щадью 1 л* и длиной 1 м при перепаде давления 1 н/м
расход
жидкости вязкостью 1 H'сек/м
составляет 1 м /сек.
Алгебраическое выражение закона Дарси имеет много форм в со­
ответствии с большим разнообразием случаев, в которых он приме­
няется. Закон Дарси справедлив только для условий ламинарного
движения. При определении проницаемости поровые каналы должны
быть на 1 0 0 % насыщены фильтрующейся жидкостью. При этом по­
ристая среда не должна реагировать с жидкостью, так как при этом
проницаемость породы в процессе фильтрации может меняться.
Опытным путем было установлено, что проницаемость не зави­
сит от размеров пористой среды, перепада давления и вязкости.
К. Слихтер (Slichter, 1899) показал влияние упаковки
шаров
на проницаемость
3
2
х
12
2
1
8
2
12
2
2
2
где d — диаметр шаров в см; k
щий от пористости (табл. 6).
3
s
— коэффициент упаковки, завися­
Т а б л и ц а
6*
6
83
И. Козени (Kozeny, 1927) приводит следующую зависимость
проницаемости от пористости для несцементированной упаковки:
где So — суммарная поверхность частиц в единице объема породы
за вычетом объема пор; т — пористость.
Д л я сферических частиц удельная поверхность обратно пропор­
циональна диаметру зерен, поэтому формула Козени может быть
представлена в следующем виде:
где с — постоянный коэффициент, зависящий от выбора единиц
измерения.
Проницаемость прямо пропорциональна квадрату размера зе­
рен. По формуле Козени проницаемость получается в см ; 1 см
соответствует 1,013 • 1 0 <9.
Многие исследователи считают, что формула Козени характери­
зует внутреннюю связь проницаемости и взаимосвязанного порового
пространства — открытой пористости. Однако на самом деле эта
связь проявляется в значительно более сложной форме. Она зависит
от геометрии пористой системы.
Попытка учесть влияние формы, размера и распределения зерен,
гранулометрического состава и упаковки на проницаемость песча­
ной несцементированной породы была сделана В . Крумбейном
и Г. Монком (Krumbein, Monk, 1942). В случае, когда форма зерен
близка к сферической и распределение зерен по размерам близко
к гауссову, В . Крумбейн и Г. Монк обнаружили связь между
проницаемостью, среднегеометрическим диаметром зерен и диспер­
сией функции распределения. Они предложили следующую эмпи­
рическую формулу:
2
8
где t — стандартное отклонение песка от геометрического среднего
диаметра в мм; с — постоянная величина, равная 760.
Т . Петтиджон (Pettijohn, 1949) для рыхлых песчано-алевритовых пород приводит следующую формулу зависимости проницаемо­
сти от гранулометрического состава:
где d — медианный диаметр в мм; б — коэффициент сортировки (ста­
тистический); а и Ъ — эмпирические коэффициенты, характерные
для каждого типа пород.
Коэффициент фильтрации зависит от тех же факторов, что и коэф­
фициент проницаемости.
84
2
Математическая зависимость между коэффициентом фильтрации
А , выраженным в см/сек, и коэффициентом проницаемости А, в ы ­
раженным в д, представляется следующим образом:
ф
где у — удельный вес жидкости; р, — вязкость.
Зависимость коэффициента фильтрации от гранулометрического
состава для мелкозернистых песков может быть выражена формулой
А. Хазена (Hazen, 1892)
где Аф — коэффициент фильтрации; с — эмпирический коэффициент
чистоты и однородности (для чистых песков он колеблется от 1200
до 800, для неоднородных и глинистых — 800—400); d — диаметр
частиц, меньше которого содержится 1 0 % всех частиц, определяемый
как абсцисса пересечения кумулятивной кривой с ординатой 1 0 % ;
t — температура фильтрующейся воды.
Для крупнозернистых песков зависимость является более сложной.
Хотя из формулы Дарси следует, что проницаемость породы не
должна зависеть от перепада давления, на самом деле среднее давле­
ние оказывает некоторое влияние на проницаемость, в особенности
для газов, обладающих большой сжимаемостью.
Л . Клинкенберг (Klinkenberg, 1941) показал, что проницаемость,
измеренная по газу и по жидкости, не реагирующих с породой, раз­
лична. Изменение проницаемости объясняется проскальзыванием
г а з а . При высоком среднем давлении средняя длина свободного
пробега молекул значительно уменьшается. Когда диаметр капил­
ляра соизмерим с длиной среднего свободного пробега молекулы
газа, являющейся функцией размера молекулы и кинетической
энергии газа, происходит проскальзывание газа. Эффект Клинкенберга зависит от свойств г а з а , который используется при определе­
нии проницаемости горных пород. При высоких давлениях прони­
цаемость, измеренная по газу, будет приближаться к проницаемо­
сти, измеренной по жидкости:
где А — проницаемость по воздуху при среднем давлении р; A —
экстраполированное значение проницаемости при бесконечном да­
влении; b — постоянная величина, зависящая от размера и распре­
деления поровых каналов и приблизительно обратно пропорцио­
нальная радиусу капилляров. G уменьшением проницаемости она
возрастает.
в
00
Проницаемость A по Клинкенбергу, т. е. проницаемость при
бесконечном давлении, эквивалентна значению проницаемости по
жидкости. В плотных породах-коллекторах с проницаемостью меньше
00
85
1 мд к , определенная обычными лабораторными методами, может
оказаться на 5 0 — 1 0 0 % выше, чем эквивалентная проницаемость
&оо по жидкости, определенная методом Клинкенберга (Пирсон,
1961). Если провести ряд измерений проницаемости какого-либо
образца горной породы по воздуху (газу) при различных средних
давлениях, после чего полученные опытные данные нанести на г р а ­
фик зависимости воздухопроницаемости от величины, обратной
среднему давлению \/р, то получится прямая линия. Отрезок, отсе­
каемый этой линией по оси к , будет равен к^. Величина Ь опреде­
ляется по наклону кривой к к оси 1/р. Если образцы горных пород
не содержат набухающего компонента, то проницаемость по газу
при различных средних давлениях и экстраполяции до бесконечного
давления (по Л . Клинкенбергу) практически может совпадать с про­
ницаемостью по жидкости.
Простое уравнение Дарси справедливо лишь в известных преде­
лах скоростей фильтрации (Шейдеггер, 1960). Отклонение от закона
Дарси наблюдается при условии, когда скорость течения в узких
фильтрующих каналах будет настолько большой, что сила инерции
наряду с силой внутреннего трения начнет заметно увеличиваться.
Мерой отношения силы инерции к силе внутреннего трения служит
в гидродинамике число Рейнольдса (Re)
в
ь
в
где р — плотность; q — линейная скорость; ц, — вязкость и I —
длина.
Число Рейнольдса является критерием перехода потока с лами­
нарного режима на турбулентный (Шейдеггер, 1960; Требин, 1959;
Ромм, 1963, 1966 и др.). В случае идеально гладкого цилиндра тур­
булентная область начинается при R e = 1000. Ламинарное течение
в пористой среде сохраняется при R e < 1.
По Фенчеру и Льюису применение закона Дарси для различных
песков и слабоуплотненных песчаников возможно при R e = 1 -f- 10.
При величине R e выше указанного предела наблюдается более
высокое сопротивление течению. Критическое число Рейнольдса
характеризуется значением
где d — средний диаметр зерен.
По данным Г. Ф . Требина (1959), изучавшего фильтрацию газа
через различные пористые среды, следует, что нарушение линейного
закона фильтрации происходит при значении
R e = 0,2 ч- 0 , 3 .
При течении вдоль плотных перегородок газы ведут себя иначе, чем
жидкости. Первые как бы скользят вдоль стенок перегородок, тогда
как вторые, взаимодействуя с ними в краевом слое, плотно прили­
пают к перегородке. В связи с этим скорость течения газа в тонком
капилляре выше, чем скорость жидкости. Поправка на скольжение
86
играет роль при условии, если радиус капилляра равен средней
свободной длине пути газовой молекулы или составляет величину
того же порядка. Течение г а з а в породе с тонкой системой поровых
каналов рассчитывается по формуле
I
I
П. Карман (Carman, 1956) приводит данные о том, что для раз­
личных пористых сред проницаемость и постоянная скольжения
являются величинами постоянными, не зависящими от свойств про­
текающего газа. На основании измерений П. Карман высчитал вели­
чину коэффициентов скольжения для кнудсеновского течения в по­
ристых средах.
При температуре 0° С и различном давлении р действительны
средние длины свободного пути газовых молекул, приведенные
в табл. 7.
Т а б л и ц а
7
Средняя длина свободного пути газовых молекул ( в см)
Заметное превышение скорости течения в связи со скольжением
ожидается в том случае, когда поровый радиус примерно в 100 раз
превосходит среднюю свободную длину пути молекулы. Отклонение
от закона Дарси наблюдается для течения газа в породах, диаметр
пор которых в среднем меньше 1 0 " см. С повышением давления
граница перемещается в сторону уменьшения диаметра. В . Энгель­
гардт (1964) указывает, что диффузионное течение возникает при
давлении 1 am в том случае, если диаметр пор меньше 0,1 •10" Cw,
так как при этом газы не подчиняются закону Дарси-Пуазейля
и текут со скольжением согласно теории Кнудсена. В условиях кнуд­
сеновского течения через систему тонких пор газа проходит больше,
чем жидкости. Это отличие газа от вязкого потока играет большую
роль в процессах миграции флюидов в земной коре.
При диффузионном течении через тонкопористую породу проис­
ходит разделение газов по их молекулярному весу. Это явление
3
4
87
связано с тем, что в смеси различных газов каждый из них будет
продвигаться независимо от другого со скоростью, зависящей от его
молекулярного веса и градиента парциального давления.
При весьма малой пористости диффузионное течение газа не за­
висит от вязкости и имеет скорость, обратно пропорциональную
корню квадратному из молекулярного веса (табл. 8).
Т а б л и ц а
8
Молекулярный вес некоторых газов и расчетная величина 100 V M ,
пропорциональная скоростям диффузионного течения при равных условиях
(по
Энгельгардту,
1964)
Е с л и скольжение и кнудсеновское течение в тонкопористых по­
родах повышает скорость течения г а з а , то для ряда жидкостей, дви­
жущихся сквозь тонкие поровые каналы, возникают дополнитель­
ные сопротивления течению. Особенно это относится к водам с малой
соленостью, контактирующим при движении по пласту с набу­
хающим глинистым веществом, распределенным в поровой системе
пород.
В . Энгельгардт и Е . Шиндевольф
(Engelhardt,
Schindewolf,
1952) приводят данные о проницаемости уплотненного на фильтре
осадка, образованного суспензиями глины в растворах с различным
содержанием NaCl (табл. 9).
Т а б л и ц а
Проницаемость уплотненного на фильтре глинистого осадка
при различном содержании электролита в растворе
9
Из табл. 9 следует, что неполярные органические жидкости
фильтруются через глинистые породы по закону Дарси. Дистилли­
рованная вода и растворы электролитов испытывают при течении
дополнительное сопротивление, которое тем больше, чем меньше
минерализация раствора.
Потери энергии при движении реальной однородной жидкости
в пористой среде складываются из потерь на преодоление вязкого
88
сопротивления жидкости и потерь на преодоление ее инерции. При
малых скоростях фильтрации основную роль в сопротивлении играют
силы трения, зависящие от вязкости жидкости. Потери энергии,
необходимые для преодоления этих сил, возрастают пропорцио­
нально скорости фильтрации и коэффициенту вязкости жидкости.
Вследствие микронеоднородности порового пространства и изви­
листости фильтрующих поровых каналов движущиеся по ним флю­
иды в каждый момент времени характеризуются локальной скоростью,
изменяющейся от точки к точке.
Местное изменение скорости движения жидкости обусловливает
возникновение инерционных сил. Потери энергии, необходимые
на преодоление этих сил, возрастают пропорционально плотности
жидкости и квадрату скорости фильтрации.
При высоких значениях скоростей фильтрации основную роль
играют силы инерции. Влияние сил инерции на проницаемость
может быть заметным и при относительно низких скоростях филь­
трации.
Линейный закон фильтрации не учитывает влияние инерционных
сил, обусловленных неровностями, шероховатостью, извилистостью
поровых каналов, неравномерностью, разнонаправленностью и раз­
личной скоростью движения в них флюидов.
Основным отличием фильтрации газа от фильтрации жидкости
является то, что при фильтрации газа более существенная роль
принадлежит инерционным силам сопротивления и поэтому отме­
чается более резкое отклонение от линейного закона Дарси (Коротаев, Полянский, 1961).
Процесс течения жидкостей и газов сквозь пористые среды опи­
сывается двучленной формулой, состоящей из линейного и квадра­
тичного членов, учитывающих влияние сил вязкости и инерции
(Адамов, 1951; Минский, 1951; Чекалюк и Кутовая, 1962 и д р . ) .
Двучленная формула фильтрации чаще всего применяется в рас­
четах по газодинамике при составлении проектов разработки газо­
вых залежей. При лабораторных исследованиях проницаемости
горных пород она применяется сравнительно редко, в то же время
Э. Б . Чекалюк и Д . В . Кутовая (1962) показали преимущество
использования двучленной формулы:
где Ар/Al — градиент давления; v — скорость фильтрации; \i —
вязкость жидкости или г а з а ; р — плотность жидкости или г а з а ;
^ и ^ — постоянные коэффициенты, характеризующие пропуск­
ную способность породы, зависящую от ее структурных особен­
ностей.
Измерение расхода жидкости или газа производят при различных
перепадах давления, пользуясь обычными приборами для определе­
ния проницаемости.
89
Связь между расходом жидкости Q и градиентом давления Ap
устанавливают в виде
где а и b — соответственно вязкостной и инерционный коэффициенты
сопротивления пористой среды.
На основании полученных данных строят график зависимости
величин
при фильтрации жидкости. При фильтрации
г а з а , учитывая его значительную подверженность изменениям в объ­
еме, в зависимости от давления экспериментальные данные выража­
ются графически в координатах
где
Коэффициент а равен отрезку, отсекаемому прямой на оси ApIQL
Коэффициент Ъ равен тангенсу угла наклона прямой к горизонталь­
ной линии.
Коэффициенты, характеризующие пропускную способность по­
ристой среды, определяют следующим образом:
где Q — расход жидкости (газа) в см' /сек; Al — перепад давления
в бар; F — площадь сечения образца породы в см ; I — длина образца
в см; [х — вязкость жидкости в мн сек/м ; р — плотность жидкости
(газа) в г/см ;
к^ — вязкостной коэффициент, характеризующий
пропускную способность породы для идеальной вязкости неплотной
жидкости и соответствующий коэффициенту проницаемости, опре­
деляемому по закону Дарси; к — плотностной коэффициент, ха­
рактеризующий пропускную способность породы для идеальной
плотной, но не вязкой жидкости.
3
2
2
3
?
Выразив величины, входящие в приведенное выше уравнение,
в системе единиц СИ, получим
90
Таблица
10
Проницаемость некоторых нефтегазоносных горных пород
Нсфте(газо)носная
площадь
Продуктивный
горизонт, свита
IX
Газли
сеноманский
Песчаники
мелкозернис-
1500
1 Jilt?
»
»
X
сеноманский
X I I
альбский
X I I I неоком-аптский
»
Шебелинская
»
Араукаритовая свита
верхнего карбона
Нижняя
пермь
Бильче-Волица
Угерская
Ленинградская
Нижний
мел
Кирмакинская д о ­ Свита П К
лина
То ж е
»
Ахтырско-Бугундырская
Туймазинская
Абазинская
Д ,
пашийский
Ромашкинская
JXi,
пашийский
Зольненская
Б'2,
угленосный
Покровская
A ,
башкирский
Бугурусланская
Султангуловская
КС, казанский
Турнейский
Генеральская
B ,
АнастасиевскоТроицкая
V,
Березовская
11
Биби-Эйбатская
Го
Проница­
емость, мд
(средние
данные)
Порода
же
Кебит-Дагская
х
4
1
череиетский
IV,
мэотический
юрско -валанжинский
П К
КС
Н К П
НК-7, H K - I , красно­
цветная
То
»
же
»
Песчаники
мелкозерни­
стые с глинисто-карбо­
натным и
железистым
цементом
*
Песчаники,
мелкозерни­
стые
Алевролиты,
песчаники
мелкозернистые
гли­
нистые
Песчаники
мелкозерни­
стые
Песчаники ^"мелкои
среднезернистые
Алевролиты
глинистые
Песчаники
стые
Алевролиты
мелкозерни­
Известняки органогеннодетритусовые,
трещи­
новатые
Песчаники
мелкозерни­
стые, алевролиты
пес­
чаные
Песчаники
мелкои
среднезернистые
Песчаники мелкозернис­
тые, алевролиты
То же
»
Песчаники,
ролиты
*
< 1 0 - 1 5
10-20
830
2300
340
500
147
Песчаники
мелкозерни­
стые
Песчаники
мелкозерни­
стые и алевролиты
Песчаники
мелкозерни­
стые
Известняки пористо-тре­
щиноватые
Д о л о м и т ы пористые
Известняки доломитизированные,
органогенные
»
1100
850
700
пески,
алев­
600
70-950
2400
1-3500
Д о 100
0,25-100
1—500
60—900
1400-2000
200
50
Д о 90
1—760
91
Вязкостной коэффициент к^ имеет размерность площади и выра­
жается единицей Дарси, определяемой расходом идеальной вязкой
неплотной жидкости в 1 см /сек,
с вязкостью 1 мн сек/м
сквозь
поперечное сечение в 1 см , при перепаде давления в 1 бар на 1 см
длины образца пористой среды.
Коэффициент к имеет размерность длины. Он характеризует
расход идеальной невязкой жидкости в 1 см /сек с плотностью в
1 г/см сквозь поперечное сечение в 1 см при перепаде давления
в 1 бар (am) на 1 см длины образца при линейной скорости фильтра­
ции жидкости в 1 см/сек.
Коэффициент к^ характеризует площадь сечения норовых кана­
лов, к — длину пути или извилистость поровых каналов, по кото­
рым происходит фильтрация жидкости. Чем больше площадь сече­
ния поровых каналов, тем выше значение к^; с уменьшением извили­
стости поровых каналов к возрастает.
Методика расчета коэффициентов проницаемости к^ и к на основе
двучленной формулы имеет то преимущество, что получаемые коэф­
фициенты не зависят от перепада давления и служат более полными
характеристиками фильтрационных свойств пород. Породы-коллек­
торы нефти и газа весьма разнообразны по проницаемости, что можно
видеть из табл. 10.
3
2
2
?
3
3
2
?
р
р
Виды проницаемости
Проницаемость подразделяют на абсолютную, эффективную и от­
носительную. Абсолютной (физической или удельной) проница­
емостью называется проницаемость пористой среды для газа или
однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимо­
действия между жидкостью и пористой средой и при условии полного
заполнения пор среды газом или жидкостью.
Эффективной проницаемостью называется проницаемость по­
ристой среды для данного газа или жидкости при одновременном
присутствии в порах другой фазы — жидкой или газовой. Если
часть порового пространства занята другой фазой, то сопротивление
течению подвижной фазы усиливается, т. е. проницаемость для этой
жидкости становится меньше. Д л я примера на рис. 12 приведена
эффективная газопроницаемость мелкозернистых песчаников щигровского горизонта девона Березовского месторождения Самарской
Л у к и . С увеличением водонасыщенности снижается эффективная
газопроницаемость. Эффективная проницаемость имеет большое зна­
чение для оценки породы и изменяется в зависимости от свойств
жидкости или г а з а , температуры и перепада давлений. По отношению
к сложной системе пористой среды и насыщающих ее жидкостей
пропускная способность среды должна выражаться проницаемостью
для отдельных присутствующих жидких фаз. Ее можно назвать
эффективной проницаемостью. Обычно эту проницаемость выражают
в долях абсолютной проницаемости, т. е. как относительную про­
ницаемость.
92
Относительная проницаемость породы характеризуется отноше­
нием между величинами эффективной и абсолютной ее проницаемости
и выражается безразмерным числом, меньшим единицы.
Рис.
12.
Зависимость эффективной проницаемости
по газу
от
ности (по О. Ф . К о р ч а г и н у и А . А .
Ханину).
водонасыщен-
J-Az= 375 мд ( т п = 19%); 2 •— А = 81 мд (т= 18%); 3 — A = 125 мд\ (т= 19%); 4 — h =
= 1225 ж е ( т = 22%); 5 — A = 1270 мд ( т = 23%)
Проницаемость линейных и радиальных систем
Проницаемость системы определяется ее геометрической формой
и величиной точечной проницаемости, проницаемости бесконечно
малого объема пласта. Знание точечной проницаемости позволяет
определить проницаемость всей пористой системы.
Тензор проницаемости породы состоит из двух компонентов:
анизотропии и гетерогенности. Первый связан с изменением в на­
пластовании породы, а второй — с изменением размера зерен.
Результирующая направленной проницаемости является суммой
двух частей тензора проницаемости. Для решения промысловых
задач удобнее выражать проницаемость в технических единицах.
Приводим пересчет закона Дарси в технических единицах (Джонс,
1947). Закон Дарси определяется выражением
93
где к' — точечная проницаемость; \х — вязкость жидкости; q —
расход жидкости; / ' — поперечное сечение пористой среды; dpldx —
градиент давления.
Принимаем проницаемость на длине Z постоянной, тогда
где А/? — потеря напора на длине L
В системе СГС приведенная формула имеет следующие размер­
ности: к — выражается в д; [i — в спз; q — в мл/сек; / — в см ;
Ap — в am на 760 мм рт. ст., или 1,033 кГ/см .
Обозначим Q —
р а с х о д жидкости в M I сутки; L — длину системы в л*; F — ее попе­
речное сечение в м ; Ap — перепад давления в кГ/см .
Тогда
2
2
3
2
2
1
Подставляем эти значения в формулу Дарси
Приведенное уравнение верно для случая, когда величины я в ­
ляются средними для всей пористой системы. Практически же по­
ристые системы являются неоднородными, вследствие чего закон
Дарси следует относить к элементу пласта. В этом случае уравнение
примет вид:
где F' — поперечное сечение элемента пласта в м ; Ap' — градиент
давления в данном элементе пласта в кГ/см ; Q — расход жидкости
в
M Iсутки.
2
2
3
П р о н и ц а е м о с т ь
р а д и а л ь н ы х
систем
В радиальных пористых системах поперечное сечение пласта
не является постоянным, оно увеличивается с увеличением расстоя­
ния от оси скважины.
В радиальной системе мощностью h м поперечное сечение
пласта на расстоянии х от оси скважины будет составлять
F =
1
94
2nhx.
Если принять проницаемость неизменной для всей системы, то
при постоянном перепаде давлений через систему будем иметь:
Д PR ~ давление у радиуса дренажа; р — давление на забое
скважины; R—- радиус дренажа; г — радиус скважины; \i — вязкость.
г
е
в
Проницаемость
п а р а л л е л ь н ы х
пластов
Проницаемость системы параллельных слоев в случае переме­
щения жидкости в направлении напластования равна
»
где F — поперечное сечение отдельного пропластка; к — прони­
цаемость отдельного пропластка.
В случае движения жидкости в направлении, перпендикулярном
плоскости напластования, проницаемость системы составит
n
д
где 2 К и 2 К — соответственно сумма мощностей отдельных пропластков и сумма проницаемостей отдельных пропластков.
Проницаемость
п о с л е д о в а т е л ь н о
с о е д и н е н н ы х
п л а с т о в
Если два пласта одинакового поперечного сечения
последовательно, то проницаемость системы равна
где L
1
и L
2
— длина пластов; к
г
и к
2
соединены
— проницаемость пластов.
95
Проницаемость
н е о д н о р о д н ы х
р а д и а л ь н ы х
систем
В случае одинакового поперечного сечения радиальной системы,
неоднородной по проницаемости, среднее значение проницаемости
равно
где U — проницаемость радиальной системы на расстоянии х м
от оси скважины; к — проницаемость радиальной системы на
расстоянии от я до Я л* от оси скважины; г — радиус скважины.
1
2
П р о н и ц а е м о с т ь
к р у г л ы х
каналов
В карбонатных коллекторах поровое пространство в ряде случаев
представлено мелкими каналами округленного сечения, образован­
ными за счет растворения кальцита пластовыми водами, содержащими
углекислоту. Диаметр таких канальцев не остается постоянным,
и их гидравлические особенности определяются минимальным диа­
метром (Г. И. Теодорович, 1958)
Из трубной гидравлики известно (П. Джонс, 1947), что потеря
напора при движении жидкости в круглом канале определяется
уравнением
где I — длина канала; Я — коэффициент трения; g — ускорение
силы тяжести; d — диаметр пор; v — скорость струи (средняя
линейная скорость).
При струйном движении жидкости коэффициент трения к опре­
деляется выражением
Обозначим Q — расход жидкости в м 1 сутки;
ц, — абсолютная
вязкость в cm; у — удельный вес жидкости в Г/см ;
Ap — потеря
напора в канале в кг/см ; F — поперечное сечение канала в м .
Тогда
3
3
2
96
2
Подставив
эти значения
в
формулу потери напора,
получим
и к = 32 000 000 000 d д. Выразив d в мм, получим к = 32 000 d .
Следовательно, проницаемость канала диаметром всего 0,1 мм со­
ставляет 320 д.
2
2
П р о н и ц а е м о с т ь
трещин
Потеря напора при истечении жидкости через щелевидные от­
верстия определяется формулой
где Ap — потеря напора в кГ/см ; \i — вязкость в спз; Q — расход
жидкости в м /сутки; I — длина щели в м; Ъ — поперечное сечение
щели в м.
2
3
Из уравнения Буссинеска
При ширине трещины всего 0,25 мм ее проницаемость составит
k = 5300 д.
Для того чтобы перейти от проницаемости трещин к проницае­
мости породы, которую эта трещина сечет, Е . С. Ромм (1958) пред­
ложил умножить правую часть равенства к = 8500 Ъ на трещинную
пористость породы /п .
Таким образом, проницаемость трещиноватой породы по Е . С. Ром­
му должна определяться соотношением
2
т
к = 85 000 Ь т ,
2
7 Заказ 2 2 1 1 .
Т
97
где к — проницаемость в д; Ъ — раскрытость трещин в мм; I — дли­
на трещин в мм; F — площадь фильтрующей породы в мм .
Е . М. Смеховым с сотрудниками (1958) предложен метод опре­
деления проницаемости трещинных пород, основанный на визуаль­
ном исследовании плоскопараллельных шлифов под микроскопом.
При этом методе изучения шлифов под микроскопом производят
замеры всех параметров, входящих в приведенную выше формулу,
и по полученным таким образом значениям вычисляют проницаемость.
Отсюда вытекает статистичность этого метода, заключающаяся
в необходимости исследования максимально большого количества
шлифов изучаемого участка разреза, проницаемость которого дол­
жна быть определена.
Д л я использования метода шлифов при -определении трещинной
проницаемости необходимо по Е . С. Ромму (1966) иметь данные
об ориентировке трещин в пространстве и о связи между параме­
трами трещиноватости и фильтрационными свойствами трещиноватой
среды
2
где А — численный коэффициент, зависящий от геометрии систем
трещин в породе.
Используя уравнение Буссинеска и сопоставляя его с формулой
Дарси, Ф . И. Котяхов (1956) предложил формулу
A ^
1
82 •1O т с ,
5
2
где к — проницаемость трещиноватой породы в д; т — коэффи­
циент трещиноватости в долях единицы; с — высота щели в см.
В случае, если на каждой единице поверхности пласта имеется
всего лишь одна трещина высотой с и шириной а, равной стороне
квадрата единицы поверхности, через которую происходит фильтра­
ция, Ф . И. Котяхов допускает т = с. Тогда скорость фильтрации
в трещиноватой породе по уравнению Буссинеска будет равна
т
Однако в случае, если число трещин на единице поверхности
пласта будет превышать одну, то расчет скорости фильтрации, рас­
хода жидкости и коэффициента трещиноватости значительно услож­
няется и потребует более сложных формул и методов (Котяхов,
1 9 6 1 ; Ромм, 1966).
Результаты измерения проницаемости керна с помощью прибо­
ров, а также данные пластовой проницаемости, полученные при
испытанрш скважин, в ряде случаев отличаются от данных, полу­
чаемых при изучении больших петрографических шлифов.
Проницаемость образцов плотных и трещиноватых пород (в слу­
чае наличия в керне микротрещин) ряд исследователей определяют
в образцах сравнительно больших размеров (10—20 см) путем про98
пускания флюидов через искусственно сделанное в центре образца
сквозное отверстие (диаметром 2—4 мм), создавая при этом перепад
давлений. Расчет проницаемости производится по формуле радиаль­
ной фильтрации.
Е . С. Ромм (1963) приходит к выводу, что этим методом можно
пользоваться в тех случаях, если в испытуемом образце находится
минимум десять параллельных трещин, перпендикулярных оси керна.
Г. И. Теодорович (1943, 1949) установил зависимость величины
проницаемости карбонатных (и песчаниковых) коллекторов от струк­
туры порового пространства; показана качественная и количествен­
ная зависимость, имеющая приближенный характер. Основными
факторами, определяющими величину проницаемости карбонатных
и крепко сцементированных песчаных коллекторов, являются х а р а к ­
тер морфологии пустотного пространства, степень пустотности,
величина пустот, степень вытянутости их, количество цемента.
Эти зависимости установлены при просмотре прозрачных шлифов
в сопоставлении с результатами изучения образцов на эмпирических
таблицах.
Ввиду неоднородности известняковых и доломитовых пород,
слагающих пласты, нельзя определить пористость и проницаемость
по небольшому образцу породы, отделив его от керна. Наиболее
благоприятно в этих случаях подвергнуть изучению большие к у с к и
керна пород.
Л . Лок и Д ж . Блисс (Locke, Bliss, 1950) рекомендуют изучать
керны длиной 0,6 м. После их экстракции (наиболее трудоемкая
операция) и высушивания керн помещают под вакуум и далее по­
степенно нагнетают флюид, доводя давление насыщения до 70,3 am.
Общий объем вошедшего в образец флюида считается равным
открытому поровому пространству. Зависимость объема вошедшего
в керн флюида от давления и времени является мерой проницае­
мости, при этом измеряется не направленная проницаемость, а прони­
цаемость всего керна, что значительно больше отвечает условиям
пласта.
Проницаемость при фильтрации газа
Если через пористую среду будет фильтроваться газ, то в условиях
линейного потока проницаемость равна
где Q выражается в м /сутки г а з а , приведенного к условиям пла­
стового давления и температуры.
1
3
Пересчет расхода газа для нормальных температуры и давления
может быть произведен по формуле
99
где R — радиус дренажа; г — радиус скважины; h — мощность
пласта; р — давление на забое скважины; p — давление у радиуса
дренажа.
Измерение проницаемости керна
ь
R
Проницаемость пород пласта определяют по образцам, отобран­
ным из пласта, а также при исследовании скважин. Образцы горных
пород, изучаемые на проницаемость, обычно имеют цилиндрическую
форму, диаметр 2—3 см, длину 2,5—3 см. Проницаемость карбонат­
ных и других плотных трещиноватых пород предпочтительней опре­
делять на образцах, имеющих форму куба.
Абсолютную проницаемость образца горной породы определяют
путем пропускания через него азота или воздуха. Для этого су­
ществуют различные виды аппаратуры ( Л П - 1 , B B K - I , Г К - 5 , У И П К
и д р . ) , различающиеся главным образом конструкцией кернодержателя. Одни приборы рассчитаны на работу с высоким давлением,
другие — с низким; в одних конструкциях керн не уплотняется,
в других он односторонне или всесторонне сжат.
Определение количества газа, прошедшего сквозь образец породы,
производится при помощи газометра, реометра или газовых часов.
В комплект AKM (аппаратура керновая модернизированная)
входят два аппарата, служащие для определения проницаемости
горных пород: Г К - 5 и У И П К - 1 м . Аппарат Г К - 5 предназначен для
определения коэффициента абсолютной проницаемости горных по­
род. Н а приборе У И П К - 1 м возможно определение проницаемости
(абсолютной, относительной и фазовой) в условиях, приближающихся
к пластовым. Приборы подробно описаны М. К. Калинко (1963).
Основными элементами существующих многочисленных приборов
для определения проницаемости горных пород в лабораторных усло­
виях являются: кернодержатель; манометры (образцовые, ртутные,
водяные) для измерения давления в испытуемом образце на входе
и выходе; расходомеры и установки, создающие и поддерживающие
постоянный расход жидкости или газа через образец породы.
Прибор Г К - 5 имеет ртутный манометр на входе в образец и по­
зволяет измерять проницаемость при перепадах давления до 1,0 бар
(am).
100
Ряд приборов (Товарова, Владимирова и др.) являются в а к у у м ­
ными. Перепады давлений, создаваемые при определении прони­
цаемости на этих приборах, сравнительно небольшие и достигают
400 (прибор Товарова) — 900 мм вод. ст.
(прибор Владимирова).
Прибор ЛП-1 имеет манометр при входе в образец и усовершен­
ствованное уплотнение кернодержателя, что позволяет измерять
проницаемость при повышенных общих давлениях (до 4 0 — 5 0 am}
и значительных перепадах давления (А. А. Х а н и н , О. Ф . Корчагин,.
1949).
В большинстве приборов применяется кернодержатель с винто­
вым нерегулируемым зажимом. Образец породы
уплотняется
Рис.
13. О б щ и й в и д к е р н о д е р ж а т е л я с в с е с т о р о н н и м о б ­
ж и м о м образца породы.
1 — корпус; 2 — крышка; 3 — гайки; 4 — штуцера; 5 — обра­
зец
породы; 6 — резиновая манжета; 7 — регулировочные
вставки.
в резиновом кольце, которое вставляется в металлический конусный
стакан. Уплотнение достигается путем сжатия резинового кольца
при затяжке винтового зажима.
Определение проницаемости образца породы при нерегулиру­
емом уплотнении образца может быть неточным. Исследования ряда
авторов показали, что внешнее давление оказывает влияние на в е ­
личину проницаемости. Основное снижение проницаемости наблю­
дается в интервале внешнего давления сжатия от 5 до 300 am.
Наиболее благоприятными являются кернодержатели с регули­
руемым внешним обжимом, пользуясь которыми можно определять
проницаемость в атмосферных условиях с незначительным внешним
давлением, не вызывающим деформации порового пространства по­
роды. И. А. Бурлаков для этих условий рекомендует принять вели­
чину внешнего давления для средне- и крепкосцементированных
пород 5—15 am и для слабо сцементированных пород 5 am.
Кернодержатель ЗК-8 (рис. 13, 14) характеризуется устройством
для всестороннего обжима образца породы диаметром 30 мм и дли­
ной до 50 мм, вставляемого в резиновую эластичную обойму. Гор­
ное давление имитируется при помощи гидравлического давления
(масляный пресс) на боковую поверхность образца через резиновую'
101
•обойму и на торцы образца при помощи поршня и штуцеров. Д а в ­
ление может достигать до 600 am. Общее давление фильтруемого
агента можно изменять до 300 am. Термостатирующее устройство
в корпусе кернодержателя позволяет получить различные темпера­
турные режимы до 95° G и при применении электроспиралей —
до 130—150° С.
При исследовании проницаемости и применении кернодержа­
теля З К - 8 или другой системы, позволяющей применить гидрообжим
испытуемых образцов горных пород, вели­
чина последнего р устанавливается по фор­
муле
т
где у — объемный вес покрывающих пород
в кГ/см ; H — мощность покрывающих по­
род в см; к — проницаемость пород, раз­
груженных
от горного давления, в мд;
к — проницаемость в массиве при давле­
нии пород уH в мд; к — проницаемость по­
род в массиве в заданной точке в мд.
Проницаемость
керна
применительно
к пластовым условиям в ряде лабораторий
изучается на установке У И П К - 1 м , прин­
ципиальная схема которой приведена на
рис. 15. Основные узлы установки следу­
ющие.
А. Д в а пресса 2, 3 емкостью по 200 см .
Поршни прессов приводятся в движение от
электродвигателя 4, через фрикционно-планетарный регулятор скорости 5, который
позволяет
плавно регулировать производи­
Рис. 14. Внешний вид
тельность прессов от Ю
до 1,0 см 1сек.
кернодержателя ЗК-8.
Прессы соединены с электродвигателем так,
что при включении электродвигателя их поршни движутся в раз­
ных направлениях.
Б . Поршневой разделитель емкостью 600 см , работающий от
пресса 2 и обеспечивающий продавливание через образец рабочего
агента с пластовым давлением. По одну сторону поршня-раздели­
теля находится фильтрующийся агент, поступающий затем в кернодержатель, по другую — масло. Производительность поршневого
разделителя соответствует производительности пресса.
В . Емкость 7 для заполнения системы фильтруемой жидкостью,
бачок 15 для заполнения пресса 2 маслом, ручной пресс 17 для уве­
личения или уменьшения давления в системе, контактный манометр 9,
устраняющий возможность получения в системе давлений, превы3
0
н
х
3
- 4
3
102
3
шающих допустимое; образцовые манометры 10, 11, 12 для контроля
за внешним давлением на образец, а также за давлением до и после»
керна; фильтры 13, предохраняющие керн от загрязнений, манометры,,
рукоятки, регулирующие работу фрикционно-планетарного р е г у ­
лятора скорости движения поршней прессов, рукоятки вентилей,
кнопки включения и выключения электродвигателя и сингнальные
лампочки размещены на передней стенке панели установки.
При определении проницаемости на установке УИПК-1м пресс
2 и ручной пресс заполняются маслом, пресс 3 и вся система у с т а ­
новки после вакуумирования заполняются фильтруемой жидкостью*
Рис.
15.
Принципиальная
схема
в
установки У И П К - 1 м
пластовых
для исследования
керна
условиях.
1 — кернодержатель; 2 , 3 — прессы, 4 — электромотор; 5 — фрикционно-планетарный
регулятор скорости; 6 — поршневой разделитель; 7 — емкость для фильтруемой жидкости;
8 —дифференциальный манометр; 9 — контактный манометр; ю, 12 — образцовые мано­
метры; Il — технический манометр; 13 — фильтры; 14 — баллон со сжатым воздухом;
15 — бачок для масла; 16 — редуктор; 17 — ручной пресс; 18 — емкость для заполнения
второго пресса.
(керосином). Для лучшего заполнения используется сжатый в о з д у х
который, поступая из баллона 14 в емкость 7, вытесняет керосин
в установку.
При заполнении системы пространство до и после керна сооб­
щается. После создания общего (пластового) давления оно разоб­
щается и фильтрация идет только сквозь керн. Изменение объема
пресса за определенное время, измеренное секундомером, позволяет
рассчитать расход фильтруемого агента. Измерение расхода произ­
водится при установившемся режиме фильтрации, когда давление
до и после керна стабилизируется.
Перепад давления при значительных его величинах определяется
с помощью образцовых манометров. При малых значениях перепада
давления его величину определяют с помощью дифференциального
г
103,
манометра. Наилучшей конструкцией такого манометра является
дифференциальный компенсационный манометр высокого давления
ДМК-б. Он позволяет регистрировать перепады давления до 2,0 am
при общем давлении до 400 am.
Определение проницаемости и пористости
по данным исследования скважин
При исследовании скважин при нестационарных режимах филь­
трации имеется возможность получить кривые нарастания давления
на забое после закрытия скважины, работавшей с определенным де­
битом; кривые стабилизации забойного давления и дебита с момента
пуска скважины в эксплуатацию до наступления практически ста­
ционарных условий ее работы; кривые перераспределения забойного
давления при эксплуатации скважины с постоянным дебитом;
кривые перераспределения дебита при работе скважины с постоян­
ным забойным или устьевым давлением.
В практике нефтяной промышленности применяется так назы­
ваемый метод прослушивания скважин. Одну скважину пускают
в работу на заданном режиме, а в соседней скважине наблюдают
за характером изменения давления.
В результате соответствующей обработки материалов исследова­
ния (Коротаев, Полянский, 1961) можно рассчитать величины осредненной проницаемости и пористости пласта.
Прямое сравнение значений проницаемости, полученных по
анализам кернов и по кривым восстановления давления, неправильно.
Проницаемость, рассчитанная но кривой восстановления давления,
является средней эффективной проницаемостью зоны дренирования
скважины, а проницаемость керна характеризует только точечное
значение проницаемости пласта. Поэтому необходимо произвести
осреднение данных проницаемости, полученных при анализе керна,
что позволит получить представление о пространственном распре­
делении проницаемости в пласте. Отобранные образцы керна должны
характеризовать пласт в пределах площади дренирования скважины.
Изучение фильтрационных свойств несцементированных
и слабо сцементированных песчаных пород
Наиболее сложно определять фильтрационные и емкостные
свойства несцементированных и слабо сцементированных нефтегазосодержащих песчаных пород. Существующие методы анализа
разработаны в применении главным образом к крепко сцементиро­
ванным горным породам. Образцы последних экстрагируются от
нефти, высушиваются, после чего определяются их пористость
и проницаемость.
При экстрагировании и высушивании слабо сцементированных
песчаных пород очень часто нарушается сцепление между зернами,
составляющими породу, в силу чего естественная структура нару­
шается.
104
В природных условиях часто встречаются нефтяные и газовыеколлекторы, состоящие из песков и алевритов, обладающих опре­
деленной структурой и устойчивостью в естественном залегании.
Т а к , ряд пластовых песчаных коллекторов продуктивной толщи
Ашперона более или менее устойчив благодаря сцеплению между
зернами песка и насыщающей их нефтью, а также наличию остаточ­
ной воды. Достаточно устойчивы и коллекторы газа, развитые в х а думском горизонте Ставрополья. Они представлены алевритами,
залегающими в виде тонких прослоев среди глин.
При проведении анализа обычными методами (экстрагирование,,
высушивание) образцы таких пород теряют первоначальную струк­
туру, что затрудняет измерение пористости и проницаемости. Про­
ницаемость иногда определяют по небольшим кусочкам породы,
искусственно вкрапленным к а к мозаика в цементную массу, име­
ющую форму плоского цилиндра (в затвердевшем состоянии).
Структурное состояние слабо сцементированных пород при н а ­
сыщении их водой вод вакуумом удается сохранить с помощью тонкой
резиновой «рубашки». Это особенно важно при определении оста­
точной водонасыщенности косвенными методами.
Сложность определения проницаемости и пористости несцемен­
тированных и слабо сцементированных песчаных пород в лаборатор­
ных условиях связана с несовпадением результатов измерений
в искусственных моделях и образцах с естественной структурой.
Ниже приводим результаты экспериментальных работ с подобными
породами по А. А. Ханину и О. Ф . Корчагину (1949).
Опыт с мелкозернистым слабо сцементированным песчаником
показал следующее. Проницаемость песчаника с естественной струк­
турой параллельно напластованию была равна 1,97 д и перпенди­
кулярно — 1,93 д. После разрушения первоначальной структуры
образца нажатием резинового пестика из песка была изготовлена
модель, испытывавшаяся на проницаемость при различном уплотне­
нии с целью достижения величин проницаемости, полученных для
песчаника с ненарушенной структурой. При уплотнении от нуля
до 450 кГ/см
проницаемость модели песка была от 14,8 до 7,3 cL
В результате не были достигнуты первоначальная структура образца
и первоначальная проницаемость.
Так как наиболее трудно определять пористость и проницаемость
песков, если их естественная структура неизвестна, ниже приво­
дятся некоторые опытные данные, показывающие, как изменяется
величина газопроницаемости песков в зависимости от их уплотнения.
При изготовлении песчаных моделей были использованы песча­
ные смеси, состоящие из различных фракций люберецкого кварцевого
песка и их комбинаций.
В табл. 11 приведены опытные данные определения газопроница­
емости моделей песка, составленных из различных фракций, при
изменении уплотнения. Из таблицы 11 следует, что величины прони­
цаемости, объемного веса и пористости песчаных моделей уменьша­
ются с возрастанием уплотнения моделей. Если на оси ординат
2
105»
Таблица
Изменение проницаемости, объемного веса и пористости моделей песка,
составленного из различных фракций, в зависимости от уплотнения
106
11
отложить величины плотности, а на оси абсцисс — проницаемости, то>
при одной и той же плотности угол падения линий проницаемости
на графике будет тем меньше, чем крупнее диаметры песчаных зерен
составляющих модели.
Наиболее крутое падение линии проницаемости наблюдается
у I модели и наиболее пологое у I I I модели; остальные линии проницаемостей, изображенные на графике, занимают промежуточноеположение (рис. 16).
у
~5
W
Is
to
Проницаемость,
ts
to
35
to
д
Р и с . 16. С о о т н о ш е н и е
между плотностью и проницаемостью
(по газу) д л я с у х и х песчаных моделей (фракционный состав
д л я моделей I — V I приведен в табл. И ) .
Такая же закономерность наблюдается и в том случае, если на
оси ординат отложены значения пористости, а на оси абсцисс —
газопроницаемости. Используя график (рис. 16), можно для песча­
ных несцементированных пород с известным гранулометрическим
составом и плотностью приблизительно установить их проницаемость.
В ряде случаев пористость несцементированных песчаных пород,,
слагающих тот или иной пласт, можно определять по образцам,,
отобранным боковым грунтоносом. В настоящее время назрела
необходимость решить проблему отбора образцов керна пород с со­
хранением их естественной структуры.
Глава
ЭЛЕМЕНТЫ
V
М Е Х А Н И К И ПЛАСТА И ХАРАКТЕРИСТИКА
ВМЕЩАЮЩИХ ФЛЮИДОВ
Общие сведения.
Источники пластовой
энергии
Жидкости и газы в пластовых условиях находятся под действием
сил, способствующих перемещению нефти и газа к забоям эксплуата­
ционных скважин или, наоборот, удерживающих нефть в пласте.
К основным источникам энергии, проявляющей себя при движе­
нии подземных флюидов к забоям действующих скважин, по М. Маскету (1953) относятся: 1) сжимаемость нефти и воды в породах-кол­
лекторах; 2) гравитационная энергия нефти в верхних слоях пласта
по сравнению с энергией на его погружении; 3) упругость сжатого
и растворенного газа в нефти и воде внутри продуктивного слоя или
в зонах свободного г а з а , лежащих поверх горизонта, насыщенного
нефтью; 4) упругое сжатие воды в пластах, сообщающихся с нефтя­
ным резервуаром. Эти виды энергии проявляют себя при эксплуата­
ции скважин. Энергия расходуется на преодоление сопротивления
породы течению жидкостей и г а з а , перемещающихся в области с бо­
лее низким содержанием энергии и давления.
Другим источником энергии, который может играть некоторую
роль в нефтеотдаче, является упругое сжатие самой породы. После
снижения пластового давления может в какой-то мере произойти
изменение объема порового пространства пород-коллекторов, свя­
занное с воздействием горного давления. Однако этот процесс в до­
статочной мере еще не изучен.
К основным источникам давления жидкостей в нефтяных пластах
относятся вес столба воды над точкой измерения давления на поверх­
ности земли и вес перекрывающих продуктивный пласт пород.
В большинстве нефтяных залежей пластовые давления являются
результатом воздействия столба воды до пьезометрической поверх­
ности или статического уровня. Однако в некоторых залежах основ­
ным источником пластового давления является давление, переда­
ваемое вмещающими породами. Для таких залежей характерно пре­
вышение пластовых давлений по сравнению с нормальным давлением
для той или иной глубины.
108
Превышение пластового давления над нормальным встречается
в залежах, приуроченных к изолированным линзам, не имеющим
гидродинамической связи с площадью питания на поверхности
земли.
Под действием веса налегающих пород мягкие осадочные породы
уменьшаются в объеме главным образом за счет изменения порового
пространства, что приводит к возрастанию пластового давления.
Давление, развившееся в результате уплотнения мягких пород,
передается воде и определяет градиент давления.
Давление, связанное с вмещающими породами, также встре­
чается в залежах, приуроченных к региональным несогласиям,
где проницаемые пласты переходят, выклиниваясь, в непроница­
емые породы по всем направлениям (А. И. Леворсен, 1958).
Под режимом газовых и нефтяных месторождений понимают
характер и количество энергии, способствующей извлечению нефти
и газа из пластов. На характер изменения сил, движущих нефть
и газ к забою скважин, в значительной мере влияют темпы разра­
ботки. Различия в коэффициентах вязкости газа и нефти, а также
другие факторы влияют на характер разработки нефтяных и газовых
месторождений.
Режим газоносных пластов бывает газовый, водонапорный и
упруговодонапорный. Нефтеносные пласты рассматриваются при
режиме растворенного г а з а , газовой шапки и водонапорном.
При газовом режиме движущей силой газа в системе пласт — с к в а ­
жина является давление газа в процессе его расширения. По мере
равномерного отбора газа давление его в залежи падает. Добыча
нефти из пласта осуществляется за счет расширения выделяющегося
из раствора г а з а , замещающего объем, прежде занятый нефтью.
Режим растворенного газа в чистом виде наблюдается при отсут­
ствии продвижения контурной воды и отсутствии газовой шапки.
Вытеснение нефти из пласта осуществляется также за счет внешних
источников энергии, например контурной воды (водонапорный
режим) или расширяющейся газовой шапки (газонапорный режим).
Водонапорный режим характеризуется восстановлением давле­
ния в нефтяной и газовой залежах в процессе их разработки за счет
поступления пластовых вод, окружающих залежи. При этом чем
интенсивней поступает вода в пористое пространство пород-коллек­
торов продуктивного пласта вслед за извлекаемой нефтью (газом),
тем меньше падает давление залежи. Различают идеальный водо­
напорный режим, при котором вода успевает полностью заместить
газ или нефть, отобранные из пласта, и отстающий водонапорный
режим, при котором вода только отчасти возмещает отобранные у г л е ­
водороды.
Упруговодонапорный режим отличается от водонапорного тем,
что при первом на залежь нефти или газа воздействуют упругие
силы расширения поступающих в залежь пластовых вод (коэффи­
циент упругого расширения воды 1/22000 на 1 am), проявляющие
себя в зоне падения давления (Щелкачев, 1948), тогда как при
109
водонапорном режиме вода поступает в результате перепада давления
между областями питания и разгрузки (региональный естественный
поток по Корценштейну, 1960).
Давление
Жидкости и газы, заключенные в порах коллектора, залегают
под определенным давлением, которое называют пластовым. Это
давление, которое существует в пласте в равновесных условиях перед
началом эксплуатации залежи или после того, как установится ее
режим (Пирсон, 1961). Пластовое давление повышается почти ли­
нейно с глубиной залегания пласта.
В ряде случаев еще до вскрытия залежей их пластовое давление
приблизительно можно подсчитать путем ухмножения глубины их
залегания, считая от уровня подземных вод, на 0 , 1 . Однако, как
указывает С. Пирсон (1961), встречается много исключений из этого
правила, особенно на глубинах более 2100 м, что связывает с пласти­
ческой деформацией части горных пород.
Степень повышения давления в пласте колеблется от 0 , 4 5 —
0,68 кГ/см до 2,04—2,3 кГ/см на каждые 10 м глубины скважины.
Наиболее часто наблюдается повышение давления 1,04 кГ/см
на
10 м. глубины.
Нефть и газ, образующие залежи, обычно находятся под высоким
давлением, которое создается напором краевых или подошвенных
вод, а также давлением вышележащих горных пород.
Давление, оказываемое весом средней породы (при средней плот­
ности осадочных пород 2,3 г/см ), составляет примерно 0,23 кГ/см
на 1 ж. Такое давление называют геостатическим давлением земли.
Геостатическое давление передается породами, а внутри породы —
слагающими их зернами (скелетом). Давление, возникшее как след­
ствие диастрофизма и деформации пород, называют геодинамическим
давлением (тектоническое давление по Снарскому, 1961; геотектони­
ческое давление по Тхостову, 1966).
Горным давлением называется давление, оказываемое вышеле­
жащими горными породами на образования, слагающие данный
пласт. Горное давление является следствием воздействия на пласт
геостатического и геодинамического давлений. Геостатическому
давлению противодействует пластовое давление, которое передается
жидкостью или газом, содержащимися в пласте.
Гидростатическое давление передается через жидкости, заполня­
ющие поровую систему. Горное давление передается через породу,
ее составные элементы, воспринимающие нагрузку. Если объем поро­
вой системы, заполненной жидкостями, изменяется под действием
горного давления, то последнее передается на жидкости. Давление
нефти и газа в залежах всегда меньше горного давления.
Гидростатический напор является причиной подъема воды в во­
доносном горизонте над его кровлей, когда последний вскрыт сква­
жиной, по достижении статического уровня. Вода в стволе скважины
2
2
2
2
110
2
поднимается до определенного уровня, пока столб воды не уравновесит
пластовое давление. Скважина играет роль водяного манометра.
Поверхность равновесия воздушно-водяного зеркала при 1 от,
изображенная графически для одного и того же водяного горизонта,
называется пьезометрической, а наблюдательные скважины пьезо­
метрами.
Если пьезометрическая поверхность находится выше кровли
водоносного горизонта, пробуренная скважина оказывается арте­
зианской.
При горизонтальной пьезометрической поверхности движения
воды в пласте не наблюдается и преобладают гидростатические
условия (Чекалюк, 1961).
Наличие наклонной поверхности указывает на существование
гидродинамического градиента давления, обеспечивающего движе­
ние воды из области с большим напором в область с меньшим напором.
Гидродинамический градиент выражается в метрах падения напора
на 1 км.
При отборе жидкости из скважины вокруг нее происходит паде­
ние пластового давления, создается местный градиент гидродинами­
ческого давления по направлению к скважине. Подобное явление
происходит и вокруг других скважин. Депрессионные воронки,
образовавшиеся вокруг скважин, смыкаются друг с другом до мо­
мента, когда давление на всей площади залежи станет меньше, чем
начальное пластовое давление. Падение пластового давления при
отборе нефти и газа распространяется по залежи с различной ско­
ростью и на различные расстояния в зависимости от проницаемости
пород-коллекторов и условий их залегания в пласте.
Давление на устье закрытой скважины обычно называют ста­
тическим. Пластовое давление в залежи определяется по давлению
на забое закрытой скважины. Статическое давление на забое дей­
ствующей скважины обычно ниже начального пластового давления
в залежи.
Разность между начальным пластовым давлением и давлением
в закрытой скважине соответствует степени падения пластового давле­
ния. При значительных у г л а х наклона газового и нефтяного пласта
начальное пластовое давление в различных его частях различно,
причем в сводовой части залежи оно будет наименьшим, а на к р ы л ь я х
наибольшим.
Значительное превышение начального пластового давления над
гидростатическим называют аномальным. Причины образования ано­
мально повышенных давлений те же, что и пластовых давлений
нормальных значений (Тхостов, 1966). Различия в величине давлений
обусловлены рядом факторов, немаловажная роль среди которых
отводится тектоническим процессам воздействия на уже сформировав­
шиеся залежи, сжатию пород, уплотнению, резкому изменению
литологии пласта и коллекторских свойств и др.
Анализ причин возникновения аномальных пластовых давлений,
а также описание характера распределения давления в разрабаты111
ваемом пласте приведены в работах Б . А. Тхостова (1966), А. Н. Снарского (1961) и др.
Противодавлением называют давление, тормозящее выход нефти
и г а з а , иначе сопротивление фонтанированию в скважине. Это
давление измеряют на трубной головке. К нему прибавляют вес
столба жидкостей в скважине. Пластовое давление падает с отбором
жидкостей и газов.
Установление кривой падения давления в пласте в начале раз­
работки залежи дает возможность судить о запасах и продуктивных
возможностях пласта. Т а к , в случае быстрого падения давления на
единицу объема нефти или г а з а , извлеченных из недр, объем про­
дуктивных пластов, очевидно, мал. При медленном падении давле­
ния объем залежи может быть большим.
Замеры забойного давления производят специальными маноме­
трами, отличающимися повышенной точностью. Подобные расчеты
производят и в случае вычисления давления в газовой скважине,
соответственно учитывая вес столба газа в кГ/см , & также темпера­
туру (Коротаев, Полянский, 1961).
Пластовое давление в газовой залежи рассчитывают по следующей
формуле:
2
где р
— пластовое давление в ат; р
— статическое давление
на устье в ат; у — относительный удельный вес газа по воздуху;
H — длина ствола скважины от устья до середины испытуемого
горизонта в м; Т — значение температуры г а з а , среднее по длине
ствола скважины в K ; z — значение поправки на сверхсжима­
емость г а з а , среднее по длине ствола скважины.
Давление газа в газовых залежах обусловливается в большинстве
случаев напором краевых вод. Если известны абсолютная отметка
контакта газ — вода и напор контурных вод, то можно с большой
степенью точности определить давление газовой залежи, применив
для этого формулу
пл
СТ
уот
ср
0
cp
где р
— пластовое давление (в водоносном пласте) в am; H —
высота статического уровня воды над контактом газ — вода в м;
7в
удельный вес воды в скважине в Г/см .
пл
—
3
Высота столба воды в скважине над контактом газ — вода,
которая определяет напор воды на этом контакте, равна отметке
статического уровня воды над уровнем моря минус отметка контакта
г а з — вода.
Е с л и , как часто бывает, статический уровень пластовых вод
выше уровня моря, а контакт газ — вода ниже уровня моря, то
абсолютные значения отметок складываются.
Точные замеры пластового давления воды, нефти и газа позволяют
оконтурить продуктивные залежи (Савченко, 1967). Эти замеры
112
могут быть использованы для определения высоты положения газо­
водяного, водонефтяного и газоводонефтяного контактов, тогда
когда последние либо не вскрыты скважинами, либо вскрыты,
но по данным электрометрии скважин или испытания скважин не
могут быть достоверно установлены.
Различают два случая равновесного состояния г а з а , нефти и воды
в пласте: когда пластовая вода не движется и когда находится в дви­
жении. В первом случае напор воды продуктивного пласта этой
залежи одинаков, газоводяной контакт горизонтальный. Е с л и одной
скважиной вскрыта газовая залежь, а другой пластовая вода, то,
замерив пластовое давление газа р и воды р , можно определить
высотное положение газоводяного контакта по формуле, предло­
женной В . П. Савченко
т
ъ
где р , р — пластовое давление соответственно воды и газа в точ­
к а х замера в кГ/см ; у , у — удельный вес в пластовых условиях
соответственно воды и газа в Г/см ; h — превышение отметки точки
замера пластового давления газа в газовой скважине над отметкой
газоводяного контакта в м; Д — разность высотного положения
точек замера пластового давления газа р и воды р в м.
ь
г
2
ъ
т
3
v
гв
т
в
Температура
Температура является одним из основных факторов, влияющих
на газо- и нефтенасыщенность и отдачу пласта. Повышение темпера­
туры вызывает увеличение объема составляющих элементов пласта
(минеральных зерен и флюидов) на весьма малую величину.
При ограниченной протяженности коллектора с повышением
температуры давление в пластовых жидкостях возрастает с после­
дующим расширением породы за счет уменьшения ее пористости.
Повышение температуры отражается на уменьшении растворимости
газа в нефти и способствует увеличению растворимости солей в воде.
Весьма важно знание закономерностей, которым подчиняется
температура, для познания процессов, влияющих на жидкости,
заключенные в пластах недр земли.
С глубиной наблюдается увеличение степени тепла, заключен­
ного в недрах. Скорость нарастания температуры с глубиной назы­
вается геотермическим градиентом. Расчет геотермического гради­
ента производят путем деления разности между температурой пласта
и средней годовой температурой на поверхности земли на глубину
пласта в метрах. Обычно геотермический градиент определяют по
изменению температуры пород, отнесенному к интервалу 100 м.
При геотермических исследованиях различают также геотерми­
ческую ступень, характеризующую расстояние по вертикали в метрах,
на протяжении которого температура изменяется на 1° С (в среднем
27 м). Геотермическая ступень находится в обратной зависимости
8 Заказ 2 2 1 1 .
ИЗ
от геотермического градиента. Величина геотермической ступени
колеблется от 11 до 98 м на 1° С. На изменение величин геотермиче­
ской ступени влияет ряд факторов, к которым прежде всего от­
носят тепловые свойства пород и близость последних к источникам
тепловой энергии (поток тепла от центрального ядра земли; распад
радиоактивных элементов; тепло конвекционных токов в верхних
слоях земной коры).
Способность вещества передавать тепло характеризуется тепло­
проводностью. Теплопроводностью называют количество тепла, из­
меряемое в калориях, которое передается в 1 сек через пластинку
вещества толщиной 1 см на площади 1 см при разности темпера­
тур 1° С.
Коэффициент теплопроводности (удельная теплопроводность) х а ­
рактеризует способность горных пород передавать тепло. Величину,
обратную удельной теплопроводности, называют удельным тепло­
вым сопротивлением. Оно характеризует сопротивление пород пере­
даче тепла.
Тепловое сопротивление горных пород зависит от их плотности,
насыщенности жидкостями, проницаемости, температуры и струк­
турных условий. С увеличением плотности пород тепловое сопроти­
вление понижается. Особенно четко это наблюдается с глубиной,
что отражается на увеличении геотермической ступени. Тепловое
сопротивление горных пород уменьшается при увеличении влажности
горных пород, а также при возрастании проницаемости последних
в условиях движения гравитационных вод. Таким образом, на ско­
рость переноса тепла в значительной степени влияют гидродинами­
ческие факторы. На тепловое сопротивление пород влияет природа
вещества, насыщающего поровое пространство. Т а к , тепловое со­
противление нефти в 4 раза больше, чем воды. Газонасыщение пород
также способствует увеличению теплового сопротивления.
Основные физические параметры залежи (температура, давление,
нефте-, водо- и газонасыщенность) находятся в равновесии с окру­
жающей средой. Со вскрытием залежи и началом отбора пластовых
флюидов это равновесие нарушается.
2
Капиллярные силы
К поверхностным явлениям, протекающим на разделе двух фаз,
относятся возникновение поверхностей свободной энергии, поверх­
ностного натяжения, натяжения на поверхности двух фаз, адсорбци­
онных сил, прилипания и смачиваемости.
Взаимодействие между жидкостями и породами в пластовых
условиях во многом зависит от капиллярных эффектов, которые
проявляют себя на поверхности раздела д в у х фаз.
Молекулы, расположенные на границе жидкости с газообразной
фазой, лишь частично окружены молекулами жидкости и испыты­
вают тенденцию быть втянутыми внутрь жидкости (проявление
сил Ван-дер-Ваальса), чему мешают силы поверхностного натя114
жения способствующие образованию поверхности типа упругой
мембраны.
Поверхностное натяжение жидкостей является следствием их
молекулярных свойств, проявляющихся вблизи поверхности на
границе раздела двух жидкостей или жидкости с газом. Поверхност­
ное натяжение выражается в стремлении жидкости уменьшить до
минимума свою свободную поверхность, при этом затрачивается энер­
г и я . Количество работы, необходимой для образования 1 см по­
верхностной площади (эрг/см ),
называют поверхностной энергией
вещества. Натяжение поверхности жидкости на разделе фаз назы­
вается поверхностным натяжением и выражается как сила, необходи­
мая для растяжения сжатой поверхности на расстояние в 1 см (дин/см)
и численно равная величине поверхностной энергии в
эрг/см .
Поверхностное натяжение на границе между равновесными жид­
кой и паровой фазами является функцией давления, температуры
и состава фаз. G повышением температуры поверхностное натяжение
жидкости уменьшается, то же самое происходит и с повышением
давления.
Поверхностное натяжение на границе раздела фаз также сни­
жается, если давление становится выше давления в точке насыщения
при растворении газа в нефти. Уменьшение поверхностного натяже­
ния наблюдается с уменьшением разности в плотности между водой
и нефтью.
Нефти различного химического состава характеризуются раз­
личной величиной поверхностного натяжения на границе с водой
и неодинаковым содержанием полярных компонентов.
Притяжение поверхностных молекул на границе раздела д в у х
фаз силами Ван-дер-Ваальса называют энергией прилипания. С умень­
шением поверхностного натяжения увеличивается энергия прилипа­
ния (адгезия — сцепление разнородных молекул друг с другом).
Она измеряется количеством работы, затраченной на разделение
двух веществ, и численно равна сумме поверхностных натяжений
отдельно взятых веществ минус поверхностное натяжение на границе
раздела двух фаз.
Применение
поверхностно-активных
веществ,
положительно
адсорбирующихся в пограничном слое, приводит к уменьшению
поверхностного натяжения на границе раздела двух фаз, что способ­
ствует образованию более тесной смеси д в у х , иным путем несмешивающихся жидкостей (нефть и вода) или повышению энергии при­
липания жидкостей к минеральным зернам горной породы.
Низкое поверхностное натяжение на границе двух фаз способ­
ствует образованию эмульсии (устойчивое диспергирование одной
жидкости в другой). Эмульгатором является поверхностно-активное
вещество, в небольшой степени растворимое в одной из жидкостей
и адсорбируемое на ее поверхности.
В лабораторных условиях поверхностное натяжение измеряется
тензометрическим методом счета капель, методом удержания пу­
зырька, методом отрыва кольца, методом капиллярного подъема и д р .
2
2
2
8*
115
Смачиваемость представляет собой одно из проявлений сил при­
липания. Жидкости, характеризующиеся наименьшей полярностью
и к а к следствие наименьшим поверхностным натяжением, активней
смачивают твердую поверхность, чем жидкости с высокой поляр­
ностью. Поверхностное натяжение ртути примерно в 7 раз больше
воды. При смачивании стекла ртутью последняя собирается в сфери­
ческие капли, образуя угол со стеклом больше 90°. В отличие от
ртути вода является смачивающей жидкостью. Мерой смачивания
является краевой угол, образованный поверхностью твердого тела
с касательной, приведенной к поверхности капли в точке соприкос­
новения ее с твердым телом.
У г о л смачивания поверхности твердого тела жидкостями зависит
от смачивающих свойств жидкости и поверхности породы. При нуле­
вом значении угла жидкость полностью смачивает поверхность твер­
дого тела и при 180° не смачивает поверхности. При смачивании
твердого тела жидкостью выделяется тепло, носящее название те­
плоты смачивания. Оно тем больше, чем выше избирательная смачи­
ваемость жидкости.
При движении смачивающих фаз вдоль твердой поверхности
наблюдается явление кинетического гистерезиса смачивания, ска­
зывающееся на образовании углов наступления и отступления, вели­
чина которых может значительно отличаться от величины статиче­
ского краевого у г л а . С увеличением скорости движения мениска
в капилляре угол наступления увеличивается, а угол отступления
уменьшается.
Поровая система пород-коллекторов обладает огромным коли­
чеством капиллярных пор, в которых под действием капиллярных
сил породы впитывают жидкость (нефть или воду) и в то же время
удерживают ее в порах, противодействуя силам движения (рис. 17).
Проявление капиллярных сил является выражением совместного
действия поверхностного натяжения, внутреннего сцепления жидко­
сти и молекулярного притяжения между жидкостью и поверхностью
минеральных зерен породы.
Разность давлений между двумя фазами, измеренная на при­
легающих точках по обе стороны раздела искривленной поверхности
контакта, носит название капиллярного давления (дин/см ).
Капил­
лярное давление р зависит от среднего размера капилляров, опре­
деляющего кривизну поверхности раздела двух фаз
2
к
где P — р — разность давлений на выпуклой и вогнутой сторонах
искривленной контактной поверхности; о* — поверхностное натяже­
ние на границе раздела двух фаз; г и г — главные радиусы кри­
визны, взятые под прямым углом друг к другу.
Е с л и кривизна представлена отрезком сферы, то
1
2
г
116
2
Бели слева на содержимое трубки (рис. 17), находящейся в равно­
весном состоянии, приложить некоторое давление, то флюид будет
перемещаться к правому ее концу. Слева, со стороны повышенного
давления, мениск станет более вогнутым, с меньшим радиусом кри­
визны г . Справа, где пониженное давление, мениск сделается менее
вогнутым, а радиус его кривизны г будет больше, чем прежде.
С уменьшением радиуса кривизны контактной поверхности на
разделе двух фаз капиллярное давление увеличивается. Оно также
возрастает с увеличением поверхностного натяжения. Эффект капил­
лярного давления проявляет себя в подъеме уровня жидкости в к а ­
пиллярной трубке. Поверхность раздела жидкость — воздух обра­
зует со стенками капилляра острый угол 6 (краевой угол поверх­
ности раздела со стенками капилляра). Чем меньше угол 0 , тем
больше сила адгезии, тем выше эффект смачивания. С подъемом
мениска под влиянием сил
капиллярного
давления
угол 0 возрастает, в то же
время
эффект
адгезии
уменьшается. Подъем ме­
ниска происходит до мо­
мента
уравновешивания
л л я р н о й
капиллярного
давления,
трубке,
направленного
кверху,
с весом жидкости в капилляре (трубке), давящим книзу. При
0 < 90° жидкость в трубке поднимается в в е р х .
Измерение капиллярного давления в кернах в лабораторных
условиях проводится методами: 1) полупроницаемой мембраны (дре­
нирование и вытеснение), 2) центробежным (применение специальной
центрифуги со стробоскопом), 3) нагнетанием ртути (под вакуумом),
4) динамическим (по замеру разности давления двух фаз при у с т а ­
новившемся течении) и 5) выпаривания.
Лабораторные данные капиллярного давления приводят к про­
мысловым условиям. Капиллярное давление в пластовых у с л о в и я х
(р ) может быть рассчитано по лабораторным данным (р ) в случае,
если известно поверхностное натяжение на границе фаз, изучаемых
и рассматриваемых в лаборатории O , и в пластовых условиях O
г
2
р и с
1
у
>
С
т
о
л
ш
б
и
к
ж
и
д
к
о
с
т
и
в
к
а
г
г
И
кд
1
cr
Ркп =
1 1
rr
Р дВ
По К. Хбкотту (Hocott, 1939) коэффициент, выражающий отно­
шение приведенных в формуле поверхностных натяжений, прибли­
зительно равен 3 8 . При внесении этой поправки условно прини­
мается, что краевые углы смачивания и радиусы кривизны менисков
одинаковы при данной степени насыщения.
Капиллярное давление р зависит от насыщенности на данной
высоте h над границей раздела нефть — вода. Поэтому для отобран­
ных кернов необходимо отмечать высоту места отбора керна над
водонефтяным контактом.
к
117
Для нефтепромысловых расчетов капиллярное давление может
быть выражено в кГ/см следующим образом:
2
_
P K п
ft
(Ув-Ун)
1
0
где р — капиллярное давление в кГ/см ;
h — высота поверхности
раздела фаз в м; у и у
плотности воды и нефти в г/см .
Решая данное уравнение относительно высоты h (считая высоту
над уровнем свободной поверхности воды в ж) и принимая капилляр­
ное давление р , плотность воды у и нефти у равными их значе­
ниям в пластовых условиях, можно с приближением определить
водонасыщенность пород в любой точке залежи по вертикали.
Высоту уровня воды находят по непродуктивным скважинам,
по данным исследований скважин испытателем пластов, а также по
геофизическим исследованиям скважин. Используя приведенное
уравнение, можно по лабораторным данным о капиллярном давле­
нии построить зависимость водонасыщенности от высоты залежи.
Кривые капиллярного давления позволяют определить соотношение
насыщенностей в пласте и дополнить данные электрометрии скважин.
Величина перепада давления, необходимая для преодоления
капиллярных сил, тем больше, чем меньше сечение норовых каналов
и чем выше поверхностное натяжение. В случае движения двух несмешивающихся жидкостей, вследствие неодинаковой скорости дви­
жения водонефтяного контакта в порах разного сечения, наблюдается
явление, при котором часть участков пористой среды, заполненной
нефтью, окружена водой, а отдельные поры, заполненные водой,
окружены нефтью. В случае движения газированной жидкости
подобное явление носит название эффекта Жамена.
Для преодоления капиллярных сил, обусловленных этим явле­
нием, необходимы значительные перепады давления, которые обычно
отсутствуют. С данным явлением связывают неполную нефтеотдачу
пластов и снижение проницаемости пористой среды при последо­
вательной прокачке через нее двух не смешивающихся между собой
жидкостей или жидкости и газа (Котяхов, 1956).
Нефтеотдача пласта при вытеснении нефти водой или газом зави­
сит от капиллярных эффектов. Если бы они отсутствовали, то вы­
теснение жидкостей из пористой среды происходило бы полностью
(Лютин, 1954).
Максимальная нефтеотдача пластов обычно не превышает 7 5 —
8 0 % от первоначального объема нефти в пласте. G увеличением
вязкости нефти нефтеотдача пласта снижается.
Влияние вязкости нефти на нефтеотдачу макрооднородной пори­
стой среды в безводный период сказывается при вязкости, не пре­
вышающей 25 спз.
2
к
в
к
н
—
3
в
я
Упругие свойства горных пород
При передаче давлений на не полностью сформировавшиеся
породы осадочного происхождения в результате геостатического
давления могут произойти деформации, выражающиеся в изменении
118
структуры (особенно пористости) и влажности породы. При больших
давлениях
может
измениться
и дисперсность
составляющих
породу зерен.
По своему характеру деформации разделяются на упругие и оста­
точные. Упругие деформации исчезают при снятии нагрузки, остаточ­
ные — не исчезают. Последние особенно характерны для дисперсных
горных пород.
Сущность упругих деформаций по Е . М. Сергееву (1959) заклю­
чается в том, что в процессе сжатия твердого тела расстояние между
атомами уменьшается, в связи с чем происходит увеличение сил
отталкивания. Они уравновешивают внешнее давление до опре­
деленного предела, характерного для каждой породы, после чего
породы разрушаются. При уменьшении внешнего давления, которое
не перешло предел разрушения, силы отталкивания вызывают у в е ­
личение расстояния между элементами кристаллической решетки.
При полном удалении нагрузки часть горных пород способна к вос­
становлению прежних расстояний между узлами кристаллической
решетки, а часть из них, например глины, способна давать остаточ­
ные деформации. Остаточные деформации глин связаны со значи­
тельным перемещением частиц и с разрушением отдельных структур­
ных элементов микроагрегатов.
В породах-коллекторах различают пластическое (остаточная де­
формация) и упругое (упругая деформация) уплотнение. Пласти­
ческое уплотнение в песчаниках определяется по сжатым и дефор­
мированным мягким минералам, по перераспределению и более
плотной упаковке зерен, а также по обломанным граням зерен. По­
рода, деформированная пластически, не восстанавливается в своем
исходном объеме.
При упругом уплотнении при снятии нагрузки
происходит
частичное восстановление первоначального объема. Этот процесс
возможен главным образом в сцементированных породах, например
в плотных песчаниках.
А. И. Леворсен (1958) высказывает предположение, что приток
нефти, газа и воды к большинству скважин осуществляется в ре­
зультате гидростатического давления, так как упругое сжатие пород
пласта как источника давления, по сравнению со сжатием жидко­
стей, является ничтожным. Остаточные деформации в песках и слабо
сцементированных песчаных породах обусловлены в значительной
мере разрушением самих частиц при сравнительно небольшом их
перемещении относительно друг друга.
Е . М. Сергеев (1949) исследовал изменение дисперсности песков
различного минералогического и гранулометрического состава и
влажности при сжатии под давлением 200, 500, 1000 и 3000 кГ/см .
Опыты показали, что интенсивность дробления песчаных частиц
зависит от минералогического и гранулометрического состава песков
и их влажности. Чем больше в песках содержится физически прочных
минералов, тем меньше изменение их дисперсности под нагрузками.
Чем крупнее песчаные частицы, тем больше степень их разрушения
2
119
под одним и тем же давлением, что объясняется различным харак­
тером напряжений, испытываемых отдельными частицами. Это явле­
ние Е . М. Сергеев объясняет тем, что у крупнозернистых песков
количество контактов между частицами на единицу объема значи­
тельно меньше, чем у мелкозернистых, поэтому в первом случае
нагрузка передается на меньшую площадь, чем во втором. Это при­
водит к более интенсивному разрушению частиц в местах контактов
у крупнозернистых песков по сравнению с мелкозернистыми песками.
В песках, исследованных Е . М. Сергеевым, первоначальное со­
держание частиц фракции 0 , 1 — 0,05 Мм не превышало 1 3 % , пыле­
ватых частиц ( 0 , 0 5 — 0 , 0 1 мм) — 5 % и глинистых — 2 , 1 5 % . После
давления 3000 кГ/см
максимальное содержание частиц увеличи­
лось: фракции 0 , 1 — 0 , 0 5 мм —- до 5 1 % , пылеватых — до 2 3 % и гли­
нистых — до 5 , 4 2 % .
При больших нагрузках (3000 кГ/см )
влажность не оказывает
значительного влияния на изменение дисперсности песков. При
относительно небольших нагрузках (200 кГ/см )
влажность оказы­
вает различное влияние на процесс дробления частиц в зависимости
от их минералогического состава. Пески, содержащие значительное
количество кварца, сильно дробятся в сухом состоянии; во влажном
состоянии обломочным зернам легче перемещаться и принять наи­
более плотную упаковку, при которой разрушение частиц происходит
менее интенсивно.
Пески, содержащие глауконит, кальцит, слюды, полевые шпаты
и некоторые другие минералы, снижают свою прочность при уве­
личении влажности, что приводит к увеличению их дисперсности
при воздействии давлений 200
кГ/см .
В опытах Е . М. Сергеева в результате давления 3000
кГ/см
пористость песков (до уплотнения 3 6 — 4 8 % ) становится более одно­
родной ( 2 1 - 2 8 % ) .
Экспериментальные работы, проведенные А. А. Ханиным и
О. Ф . Корчагиным (1949) с уплотнением кварцевых песков под вли­
янием внешней нагрузки, показали, что при уплотнении 250 кГ/см
наблюдается резкое возрастание суммы разрушенных зерен песка,
причем измельчение зерен песка происходит главным образом у круп­
ных фракций; при уплотнении 450 кГ/см
содержание разрушенных
зерен песков достигает 1 3 % . Опыты показали, что крупные фракции
по сравнению с мелкими уплотняются в меньшей степени. Под вли­
янием нагрузки 100 кГ/см модель, составленная из частиц диаметром
больше 0,25 мм, уплотняется на 3 % по отношению к первоначаль­
ному рыхлому состоянию, при 200 кг/см — на 4 % , при 400 кГ/см
—
2
2
2
2
2
2
2
2
2
на 5 %
и при 600 кГ/см
-
2
на
2
6%.
Модель песка, составленная из частиц диаметром меньше 0,1 мм,
при нагрузке 100 кГ/см
уплотняется по отношению к первоначаль­
ному рыхлому состоянию на 5 % , при 200 кГ/см
— на 7 % , при
400 кГ/см
— на 1 2 % и при 600 кГ/см
— на 1 5 % .
Экспериментально не удается без разрушения зерен уменьшить
коэффициент пористости хорошо отсортированных песков до значе2
2
2
120
2
ний, обусловленных наиболее плотной ромбической упаковкой
(т == 2 5 , 9 % ) . Этому препятствуют силы трения, возникающие между
зернами породы при их перемещении. В условиях длительного
воздействия горного давления, проявляющегося в геологическое
время, величина трения между зернами может несколько снизиться
за счет растворимости минерального скелета в точках контактов
зерен, происходит сближение частиц и создается более плотная упа­
ковка.
Для характеристики упругих свойств материала обычно служат
модуль Юнга Е, модуль сдвига G, модуль объемного сжатия К (или
его обратное значение — сжимаемость P) и коэффициент Пуассона Li.
Модуль Юнга E (модуль линейного удлинения) представляет
собой коэффициент пропорциональности между действующим изоли­
рованно продольным растягивающим или сжимающим напряжением
и соответствующей ему деформацией. В системе СГС E изме­
ряется в
дин/см .
Коэффициент поперечного сжатия или коэффициент Пуассона Li
представляет собой коэффициент пропорциональности между де­
формациями в продольном и поперечном направлениях при простом
одностороннем сжатии или растяжении. Измеряется в тех же еди­
ницах, что и модуль Юнга.
Модуль сдвига G устанавливает пропорциональность между каса­
тельным напряжением, действующим изолированно, и соответству­
ющей деформацией. Модуль сдвига измеряется в тех же единицах,
что и модуль Юнга.
Модуль объемного сжатия К определяет пропорциональность
относительного объемного расширения или сжатия образца действу­
ющим равновеликим всесторонним напряжением, что соответствует
всестороннему гидростатическому давлению, В системе СГС К изме­
ряется в
динIсм .
Величина Р, обратная модулю К, называется коэффициентом
объемного (всестороннего) сжатия, или сжимаемостью. Единицами
измерения сжимаемости служат см /дин,
см /кГ и мм 1кГ. Модули
Юнга, сдвига и всестороннего сжатия резко возрастают с увеличе­
нием плотности пород, при этом сжимаемость их соответственно
уменьшается.
Горные породы с малой пористостью, с небольшим содержанием
жидкой и газообразной фаз при напряжениях, не превышающих
предела упругости, ведут себя как однородные упругие среды, пол­
ностью восстанавливающие свои размеры и форму после удаления
деформирующих сил. Эти породы условно называют идеально упру­
гими (Кобранова, 1962) в отличие от дифференциально упругих
пород (Gassman, 1951), содержащих жидкую и газообразную фазы
в объемах, заметно сказывающихся на их упругих свойствах.
К дифференциально упругим относится большинство пород-кол­
лекторов.
В табл. 12 приведены значения модуля Юнга некоторых мине­
ралов и пород.
2
2
2
2
2
Т а б л и ц а
Минерал
Модуль
упругости
Юнга,
Модуль
упругости
(Юнга),
Горная порода
кГ/мм
кГ/мм*
Гипс
. . . .
Кальцит
. .
Полевые шпаты
Кварц
. . .
Корунд
. . .
12
г
1300
7 000
8 000
9 000
52 0 0 0
Песчаник
Известняк
Гранит
.
Базальт
Кварцит
5 000 и в ы ш е
Д о 8 500
»
6 000
»
8 500
» 10000
В условиях всестороннего сжатия кристаллы большинства мине­
ралов по-разному изменяют свои упругие, пластические и прочно­
стные свойства в зависимости от строения их кристаллической
решетки.
Основные породообразующие минералы осадочных пород харак­
теризуются следующим порядком увеличения их твердости и соот­
ветственно уменьшением их способности к пластической деформации:
1) гипс, ангидрит; 2) галит, сильвин; 3) кальцит, доломит; 4) биотит;
5 ) амфиболы; 6) полевые шпаты; 7) пироксены; 8) кварц. Предел
прочности на сжатие у кварца достигает 23 000—28 000 кГ/см .
По степени напряжения сдвига (в кГ/см )
при трехосном сжатии
10 000 кГ/см
минералы, по данным Д . Григса (1949), в порядке
увеличения располагаются т а к : 1) галит — 900; 2) гипс — 1000;
3) кальцит — 1000; 4) пироксены (авгит) — 1100—1400; 5) амфиболы
(роговая обманка) — 1100; 6) серицит — 13 000 и кварц — 14 500
(оба испытаны при всестороннем сжатии 50 000 кГ/см ).
Д л я характеристики упругих свойств вещества в недрах Земли
применяют отношение модуля объемного сжатия К к модулю
сдвига G. В табл. 13 представлены величины этого отношения при
различных давлениях для некоторых горных пород и плексигласа,
вычисленные М. П. Воларовичем (1962).
2
2
2
2
Т а б л и ц а
13
Зависимость отношения модулей объемного сжатия
и модулей сдвига С ,
определенных динамическим методом, от всестороннего
давления для горных пород и плексигласа
д
Всестороннее давление, кГ/см*
Диабаз
Базальт
Гранит
Известняк
Плексиглас
122
(*я д)1000
/ гг in \
/(г
Горная порода
1
200
400
600
800
1000
1,50
1,42
1.04
1,85
2,49
1,53
1,52
1,08
2,16
2,56
1.58
1.59
1.22
2,24
2,57
1,60
1.64
1,30
2.28
2,58
1,64
1.64
1,39
2,29
2,61
1,64
1,67
1,42
2,37
2,64
1.09
1.18
1,36
1,28
1.06
Из табл. 13 следует, что отношение K IG^ увеличивается с по­
вышением давления, что согласуется с данными сейсмических наблю­
дений.
М. П. Воларовичем были изучены упругие свойства горных пород
(диабаз, базальт, гранит и известняк) при высоких всесторонних
давлениях (до 1000 кГ/см )
различными статическими и динамиче­
скими методами. Исследование показало, что все упругие параметры
горных пород, определенные различными методами, непрерывно
увеличиваются с повышением давления. При этом изменения ста­
тических упругих параметров больше, чем динамических; меньше
всего меняются модули сдвига.
С повышением температуры модуль Юнга для изученных М. П. В о ­
ларовичем пород (гранитов, габбро, диорита, лабрадорита, базальта,
мрамора и низкопористого известняка) непрерывно уменьшается.
Например, он уменьшается в 6 раз при повышении температуры
гранита до 600° С, а далее остается почти постоянным.
Плотность магматических пород тем выше, чем меньше они со­
держат кремнекислоты. Модули Юнга, сдвига и всестороннего (объ­
емного) сжатия для основных магматических пород обычно имеют
более высокие значения, чем для кислых разностей этих пород.
Различают дифференциально упругие породы с совершенной
и с несовершенной связью между фазами, а также породы, у которых
связь между фазами отсутствует. Упругие свойства этих пород
зависят от свойств составляющих их фаз, а также упругих свойств
их скелета. Они также зависят от степени связанности составляющих
их зерен и изотропности скелета.
У пород с совершенной связью между фазами фильтрация по г р а ­
нулярным порам практически отсутствует. При несовершенной
связи между фазами (твердое вещество скелета, газ или жидкость)
или при отсутствии ее изменения напряжений действуют лишь на
твердое вещество и на скелет породы, не изменяя напряжения за­
полнителя порового пространства. Такие породы могут служить
коллекторами гранулярного типа.
По Ф . Гасману (1951) составляющие дифференциально упругих
пород ведут себя как идеально упругие изотропные и однородные
среды, к которым применимы законы теории упругости в дифферен­
циальной форме.
Подробное рассмотрение упругих свойств дифференциально упру­
гих пород приведено в работе В . Н. Кобрановой (1962).
x
2
Прочность при различных деформациях
Знание физико-химических характеристик горных пород весьма
необходимо при проведении различных мер воздействия на призабойную зону скважин, а также на процесс бурения пород ( Б у л а ­
тов, 1966).
Под механической прочностью горных пород понимают ни
способность сопротивляться внешним силам, которые стремятся
123
разрушить не только существующие связи между зернами, соста­
вляющими породу, но и сами зерна.
Горные
породы
испытывают
на
механическую
прочность
по отношению к сжатию, растяжению, изгибу, скалыванию и удару.
Прочность на сжатие характеризуется временным сопротивлением
породы сжатию или пределом прочности на сжатие. Предельная
н а г р у з к а , при которой образец породы разрушается, выра­
жается в
кГ/см .
Механическая прочность горных пород определяется минерало­
гическим составом слагающих их зерен и цемента, характером связей
между ними и степенью выветрелости отдельных минералов. Проч­
ность на сжатие осадочных пород колеблется в очень широких пре­
делах (от < 1 до 4000 кГ/см ). Прочность тех же пород на разрыв,
изгиб и сдвиг составляет лишь десятые и сотые доли от прочности
их на сжатие.
Механическая прочность магматических пород обычно больше,
чем метаморфических. Величина временного сопротивления сжатию
у магматических пород в среднем колеблется от 1000 до 5000 кГ/см ,
у метаморфических от 800 до 3000 кГ/см
и у сцементированных
осадочных — от 20 до 4000 кГ/см
(Ханин, 1965). Сланцеватость
метаморфических пород обусловливает их механическую анизо­
тропность.
2
2
2
2
2
Влияние внешнего давления на пористость и проницаемость пород
При поисках нефтяных и газовых залежей на сравнительно
больших глубинах кроме других факторов имеет важное значение
возможность обнаружения благоприятных пластов-коллекторов, спо­
собных вместить нефть и г а з . На больших глубинах породы испы­
тывают воздействие высоких давлений и температур, в результате
чего они деформируются и изменяют свои физические свойства.
Изменение пористости и проницаемости песчаников под действием
давления определяется деформациями, изменяющими объем поро­
вого пространства. Величина деформации зависит от состава породы
и е е текстурно-структурных свойств. Объемные изменения в поровом
пространстве под влиянием давления могут быть охарактеризованы
при помощи коэффициента сжимаемости пор.
Из трех основных литологических групп осадочных пород (гли­
нистых, песчаных и карбонатных) изменение свойств с глубиной
залегания наиболее полно изучено для глинистых пород как наиболее
подверженных гравитационному уплотнению.
Глины различного состава уплотняются по-разному. Наиболее
хорошо уплотняются каолиновые глины, затем маршалит и в меньшей
степени бентонит.
По Л . Эзи (Athy, 1930), глинистая порода на глубине 2400 ж
достигает лишь 7 5 % теоретически возможного уплотнения.
Л . С. Полак (1956), Э. Э. Фотиади (1957) и д р . , изучая образцы
глинистых пород из скважин с глубин меньше 2500 м, пришли к в ы 124
воду, что их пористость изменяется с глубиной по логарифмическому
закону.
Уплотнение песков и песчаников с глубиной и изменение их
коллекторских свойств происходит неоднозначно в различных рай­
онах, что связано с особенностями осадкообразования, состава пород,
протекающих сквозь них подземных вод, состава и свойств пород
вышележащих толщ и др.
Нефтегазосодержащие породы находятся в напряженном состо­
янии под действием так называемого эффективного давления
Рэф = Лш —
Pw
n
Д Рвя — давление вышележащих пород (внешнее); р — пласто­
вое давление (внутреннее); п — коэффициент, характеризующий
величину внутреннего давления, идущего на разгрузку внеш­
него давления.
г
е
пл
В . М. Добрынин (1963, 1965) и И. Фэтт ( F a t t , 1958) указывают,
что только 8 5 % внутреннего пластового давления в породах напра­
влено на разгрузку внешнего давления.
Эффективное давление на породы нефтяного (газового) пласта
не остается постоянным в процессе разработки залежи. При падении
пластового давления оно возрастает и может уменьшаться при искус­
ственных методах восстановления пластового давления. Породы
продуктивного пласта, в особенности в призабойных зонах с к в а ж и н ,
при отборах из них жидкости или газа испытывают постоянные воз­
растающие во времени нагрузки, которые могут исчезнуть при пре­
кращении отбора и восстановлении пластового давления.
Деформации, возникающие в результате сжимающих усилий
вышележащих пород, могут носить упругий и необратимый характер
и отрицательно влиять на коллекторские свойства пород.
Изменение порового пространства пород пласта при снижении
пластового давления связано отчасти с упругим расширением зерен
породы, а в основном с возрастанием усилий, передающихся на скелет
от веса вышележащих пород.
Влияние внешнего давления сказывается также и на проница­
емости горных пород, что важно учитывать в теории и практике
разработки нефтяных и газовых залежей.
Изучение нефтегазоносных пород нижнего мела ряда месторожде­
ний Восточного Ставрополья, проведенное И. А. Бурлаковым, по­
казало, что основное уменьшение проницаемости наблюдается при
увеличении эффективного давления до 100—300 бар. Последующее
повышение эффективного давления не вызывает значительных изме­
нений проницаемости пород. Степень влияния эффективного давления
на проницаемость увеличивается по мере уменьшения начальной
проницаемости пород.
'
Экспериментальные исследования, связанные с изучением про­
ницаемости пород при повышении и постепенном уменьшении эффек­
тивного давления, свидетельствуют о том, что после разгрузки
125
проницаемость не достигает своей прежней величины, в особенности
у пород со значительным содержанием глинистых частиц. Это сви­
детельствует о развитии остаточных деформаций в породах.
Изучение образцов карбонатных и глинистых горных пород,
поднятых из сверхглубокой Аралсорской скважины (4—5 тыс. м),
проведенное В . М. Добрыниным и Я . Р . Морозовичем (1965) на
специальной установке, позволившей имитировать условия все­
стороннего сжатия, показало, что необходимо учитывать критиче­
скую точку, характеризующую порог статического уплотнения, за
пределами которой наблюдается накопление необратимых изме­
нений.
В результате экспериментальных исследований по уплотнению
и цементации песчаных коллекторов, проведенных В . П. Якушевым
и Н . В . Смирновой (1964), стало ясно, что всестороннее давление
действует различно на рыхлые кварцевые пески и природные песча­
ники. При всестороннем давлении равном 300 am в зернах, слага­
ющих сухие пески, образуются трещины, причем около 3 0 % зерен
разрушается. Кварцевые песчаники продуктивных горизонтов де­
вона Волго-Уральской нефтегазоносной области, характеризующиеся
пористостью 1 8 — 2 4 % , выдерживают давления до 7000 am без обра­
зования трещин в зернах и дробления последних. Прочность из­
ученных песчаников объясняется развитием в них цементации путем
срастания зерен.
И. А . Б у р л а к о в , изучая проницаемость пород нижнего мела
Восточного Ставрополья, пришел к выводу, что в пластовых условиях
она ниже, чем в атмосферных для хорошо проницаемых образцов
на 1 2 — 4 0 % и для слабопроницаемых, содержащих значительное
количество глинистых частиц, на 4 0 — 8 0 % .
Изучение влияния эффективного давления на проницаемость
пород проводилось И. А. Бурлаковым на установке УИПК-1м с ис­
пользованием кернодержателя со всесторонним регулируемым об­
жимом образца породы до 600 бар. Внутреннее давление изменялось
в широких пределах (1—300 бар).
По данным В . М. Добрынина (1963, 1965) возможное изменение
коэффициента пористости сцементированных песчаников при изме­
нении эффективных давлений от н у л я до 1400 am (глубина около
9000 м) находится в пределах от нуля до 1 0 % . Однако пределы изме­
нения пористости могут быть и большими в случае своеобразия
в составе, текстуре и структуре пород. Под воздействием всесторон­
него давления может происходить сужение и усложнение конфигу­
рации поровых каналов, что влияет на проницаемость в сторону
ее снижения.
В отличие от пористости проницаемость песчаников изменяется
с давлением в значительно более широком диапазоне. Породы с в ы ­
сокими значениями коэффициента максимальной сжимаемости пор
( 3 , 0 - 1 0 ~ am'
и выше) при эффективных давлениях, достигающих
1400 am, снижают проницаемость более чем вдвое по сравнению
с проницаемостью, измеренной при атмосферных условиях.
4
126
1
Изменение проницаемости в зависимости от изменения пласто­
вого давления исследуют в связи с разработкой залежей нефти и г а з а ,
особенно залегающих на больших глубинах. И. Фэтт и Д . Дэвис
( F a t t , Davis, 1956) изучали образцы песчаника в условиях всесто­
роннего давления до 1025 am и при внутреннем постоянном давлении
в порах не более 1,1 am. Образцы песчаника характеризовались
абсолютной проницаемостью от 4,3 до 632 мд. При давлении обжима
равном 1025 am проницаемость песчаников уменьшилась до 1 1 — 4 1 %
по отношению к проницаемости без обжима. Основное снижение
проницаемости при увеличении обжима происходило в пределах
изменения давления от 1 до 200 am.
Опыты И. Фэтта ( F a t t , 1953) показали, что образцы песчаника,
характеризующиеся проницаемостью от 110 до 335 мд и пористостью
открытой от 15 до 2 5 % (при отсутствии обжима), помещенные в гидра­
влическую бомбу, где давление обжима изменялось от нуля до 340 am,
при давлении 340 am уменьшили проницаемость до 2 5 % и пори­
стость — до 5 % .
В опытах А. Лэтчи, П. Хемстока и Ф . Юнга давление обжима
изменялось от нуля до 350 am при постоянном давлении жидкости
в образце. Д л я высокопроницаемых чистых песчаников первоначаль­
ная проницаемость не восстанавливалась примерно на 4 % , а в гли­
нистых образцах песчаников с низкой проницаемостью необратимое
снижение проницаемости доходило до 6 0 % .
М. М. Кусаков и Н. С. Гудок (1958) изучали песчаники и изве­
стняки проницаемостью от 0,2 до 1000 мд и пористостью от 3 до 2 5 % .
Действию давления обжима подвергалась только боковая поверх­
ность образцов пород. Песчаники с малым содержанием цементиру­
ющего вещества показали обратимое изменение проницаемости при
увеличении и последующем уменьшении давления обжима. Необра­
тимое изменение проницаемости от давления обжима наблюдается
у известняков, доломитов и пород, содержащих глинистый цемент.
К подобным выводам также пришли И. А. Б у р л а к о в , Н. П. Ф у р с о в а ,
В . И. Черкашенинов и др.
Проведенное В . И. Черкашениновым исследование показало, что
для известняков и доломитов заметное прекращение снижения про­
ницаемости наступило при давлениях сжатия 80—170 am, для анги­
дритов — 110 am, для гипсов — 160—190 am. При этих давлениях
проницаемость известняков ( Ю — 1 0 " мд) снизилась на 3 0 — 9 2 % ,
доломитов (10~ —10~ мд) — на 3 0 — 7 0 % , ангидритов (10~ мд) —
на 4 4 — 6 4 % и гипсов ( 1 0 " — 1 0 " мд) — на 9 5 — 9 7 % . Изменение
проницаемости за счет упругих деформаций при всестороннем сжа­
тии образцов для известняка составило 9 — 3 7 % , доломита — 1 3 —
2 0 % , ангидрита — 5 — 2 4 % и гипса — 1 0 — 2 2 % , а за счет остаточных
деформаций для известняка — 1 0 — 7 4 % , доломита — 1 0 — 5 7 % , ан­
гидрита — 2 0 — 5 9 % и гипса 7 5 — 8 6 % (рис. 18).
В
ряде
работ
рассматривается
изменение
электропро­
водности и пористости горных пород в зависимости от давле­
ния.
-5
4
2
3
4
4
2
127
40
80 120 160
200р,кГ/см
г
ж
Р и с . 18. Р е з у л ь т а т ы л а б о р а т о р н ы х и с с л е д о в а н и й п р о н и ц а е м о с т и п о р о д п р и
с т о р о н н е м у п л о т н е н и и без п р о т и в о д а в л е н и я , ф л ю и д — азот, Р
= 1 0 am
Черкашешшову,
1966).
ф
все­
(по
а — известняк, обр. 342, ft = 22,0 мд; 6 — песчаник, обр. 4042, ft= 4,8 мд: в — извест­
няк, обр. 313, /1 = ^ 1 . 5 ­ 1 0 ­ мд; г — гипс, обр. 319, A = 6,0• 10~ мд; д — г и п с , обр. 582,
ft= 2 , 0 ­ 1 0 ­ мд; е—доломит, обр. 376, ft = 1,9­ Ю мд; ж — ангидрит, обр. 363, ft =
¢=8,5­10
мд; 1—проницаемость при увеличении всестороннего давления на образец
породы',
2 — проницаемость при снятии давления.
428
1
3
­ 6
а
­ 4
И. Фэтт ( F a t t , 1958) рассматривал параметр пористости (отно­
шение удельного сопротивления образцов горных пород к удельному
сопротивлению насыщающих их жидкостей) как функцию, завися­
щую от пористости и от внешнего давления. Им было установлено,
что при внешнем всестороннем давлении, изменяющемся от 1 до
350 am, величина параметра пористости в песчаниках возрастает
на 3 5 % , при этом пористость уменьшается на 1 — 2 % , а проница­
емость — на 5 0 % .
Работа X . Х ы о з а (Hyghes, 1955) связана с характеристикой
физических свойств горных пород, залегающих на больших глубинах,
где электропроводность определяется не ионной, а электронной
проводимостью.
Л . М. Марморштейн, И. М. Петухов и др. (1962) подчеркивают
влияние давления на электропроводность горных пород. С измене­
нием величины объемного сжатия от нуля до 400 am электрическое
сопротивление горных пород при испытании образцов песчаника
и алевролита меняется в значительном диапазоне (в среднем на 2 0 0 —
3 0 0 % ) . Величина изменения сопротивления возрастает с увеличением
содержания пелитового цементирующего вещества и пористости,
установленной в образце породы при атмосферном давлении.
В . М. Добрынин (1965) анализирует влияние давления на физи­
ческие свойства горных пород (преимущественно песчано-глинистых
и карбонатных разностей) и обосновывает вывод системы прибли­
женных уравнений, связывающих изменение физических свойств
песчаников с величиной всестороннего давления на скелет пород
и с коэффициентом их сжимаемости.
Он приводит данные об изменении пористости некоторых осадоч­
ных пород в результате упругой деформации в зависимости от все­
стороннего эффективного давления или глубины отбора керна.
Наименьшие упругие изменения коэффициента пористости наблю­
даются у хорошо отсортированных песчаников и сильно уплотненных
аргиллитов. Средняя величина уменьшения пористости этих пород
*гри давлениях около 1500 am, что соответствует глубине залегания
пластов 6000—10 000 м, составляет 6 , 2 % ; средняя величина умень­
шения пористости при давлениях около 100 am (глубина залегания
пластов 300—500 м) равна 1,5% . Наиболее значительное уменьшение
пористости отмечено у плохо отсортированных и плохо окатанных
песчаников. Уменьшение пористости таких песчаников достигает
1 8 , 5 % при давлениях около 1500 am. Средняя величина умень­
шения пористости изученных плохо отсортированных песчаников
при давлениях около 1500 am
составляет
1 3 % ; при
давле­
ниях около 100 am она равна 2 , 5 % и при 320 am ( 1 3 0 0 —
2000 м) - 7 % .
В карбонатных породах этот автор наблюдал широкий предел
изменения пористости под действием давлений. Наибольшее умень­
шение пористости (до 2 0 % ) при давлении около 1000 Й О Т ( 4 0 0 0 —
6000 м) зафиксировано у низкопористых тонко- и скрытокристаллических и частично пелитоморфных разностей известняка,
9 Заказ 22 И .
129
наименьшее (около 2 % ) при том же давлении отмечено у более по­
ристых доломитизированных известняков.
Е . И. Стетюха (1964), несколько упростив уравнение Эзи (1930),
предложил следующее уравнение, позволяющее описывать измене­
ние пористости песчаников, известняков и мергелей с глубиной
m
m [l
-0,25 р
k=0
* =
где m — пористость на глубине h\ m
h
h==0
залегании ее вблизи поверхности;
п
(t)h\,
— пористость породы при
P (t) — коэффициент необрати­
n
мого уплотнения породы ^соответствует относительному уменьше­
нию порового пространства -^ -Y
Д л я случая чисто упругих деформа-
2
n
v
J
ций он равен нулю.
В . М. Добрынин (1965) для этих же целей предложил уравнение
Е с л и пренебречь изменением внешнего объема породы, то уравне­
ние примет вид
,
m
h
=
„ -0,25,3 (О Ii
m =°e
k
В отличие от пористости проницаемость весьма существенно
уменьшается с возрастанием эффективного давления. При этом
наблюдается, что уменьшение проницаемости происходит тем больше,
чем выше сжимаемость горной породы. Наибольшее изменение
проницаемости с давлением происходит у сильно глинистых песчаноалевритовых пород.
В . М. Добрынин (1965) приводит уравнение, выражающее зави­
симость коэффициента проницаемости от глубины залегания породы
где /с* — коэффициент проницаемости породы на глубине h\ У
коэффициент проницаемости вблизи дневной поверхности.
1 0
—
Пользуясь данным уравнением, он приводит расчет коэффициента
проницаемости с глубиной для песчаников Предкавказья, име­
ющих р (t) h = 1 9 - 1 0 " am- ;
A^ = 1 0
10* мд; m
= 33%
(табл. 1 4 ) .
п
130
4
1
0
3
A=0
Т а б л и ц а
14
Приближенные значения коэффициента проницаемости песчаников
в зависимости от глубины залегания
(на основании теоретического расчета)
h, м
k,
h
мд
0
1000
2000
4000
Р000
103-104
102—юз
1Q1-102
10°—IQi
10-1-10°
Свойства пластовых жидкостей и газов
Смесь природных углеводородов в зависимости от пластового
давления и температуры может существовать в пласте в различном
физическом состоянии. В зависимости от состояния смеси углеводо­
роды относятся к нефти или природному газу. Изучение свойств
и состава пластовых флюидов имеет большое значение при их добыче
и переработке.
Состав
и с в о й с т в а
природных
углеводородов
Большинство природных нефтей на 9 5 — 9 9 % состоит из углерода
и водорода; при этом содержание углерода колеблется от 83 до 8 7 , 4 % ,
а водорода — от 9,3 до 1 5 % . С увеличением процентного содержания
водорода в нефти плотность последней снижается. В пластовых усло­
виях нефть почти всегда содержит то или иное количество растворен­
ных в ней природных газов.
Углеводороды нефти соответственно их молекулярному строению
подразделяются на ряды. Каждый ряд состоит из большого числа
возможных соединений с разным молекулярным весом, но с опре­
деленной аналогией в строении молекул; отношение атомов у г л е ­
водорода и водорода в них может быть выражено определенной
формулой.
Низшие (более легкие) члены рядов имеют наименьшее число
атомов в молекуле; такие углеводороды кипят и плавятся при более
низких температурах, чем последующие члены гомологического ряда
с более крупными молекулами, плавящимися и кипящими при более
высоких температурах.
Все углеводороды в зависимости от их молекулярного строения
подразделяют на две большие группы: 1) с открытой цепью (ацикли­
ческие углеводороды) и 2) с замкнутой цепью (циклические),
т. е. кольца.
Процесс расщепления крупных молекул на более мелкие и про­
стые называют крекингом. С увеличением молекулярного веса и слож­
ности строения легкость расщепления молекул обычно возрастает.
При крекинге (диссоциации) происходят многочисленные сложные
реакции. В лабораторных условиях температура диссоциации молекул
9*
131
колеблется от 400 до 800° С; в присутствии соответствующих
катализаторов процесс расщепления молекул происходит при более
низких температурах. Т а к , метан диссоциирует без катализаторов'
при температуре 650° С, а в присутствии палладия он разлагается
на водород и углерод при 250° С.
Углеводороды, присутствующие в нефти, в основном под­
разделяют на три класса: парафиновые, нафтеновые и ароматиче­
ские.
Парафиновые (метановые) углеводороды характеризуются общей
формулой C H .
Из всех углеводородов метан наиболее богат
водородом. Он также является наиболее химически стойким, т. е.
труднее всех диссоциирует и вступает в химические реакции. Члены
парафинового ряда по сравнению с членами других рядов являются
химически наиболее стойкими; их молекулы относятся к числу н а ­
сыщенных, с незамкнутой цепью.
Нефтей, состоящих исключительно из парафиновых углеводоро­
д о в , не существует. Озокерит и природный газ образованы почти
одними метановыми углеводородами; жидкие продукты, получаемые
при перегонке нефти, и конденсаты природного газа могут на 7 5 %
состоять из углеводородов парафинового ряда.
Нефти метанового ряда иногда содержат до 2 0 — 3 5 % твердого
парафина (мезозойские нефти Озек-Суата и Зимней Ставки), в них
также содержатся ценные смазочные масла.
Метановые нефти добываются в США — в Пенсильвании и Л у и ­
зиане. В СССР нефти метанового типа, содержащие твердые пара­
фины, добываются в Октябрьском месторождении Грозненской
нефтегазоносной области, в Дагестане и др. Парафинистые нефти
метанового типа характерны для более глубоких зон стратисферы,
которые начали разрабатываться в связи с успехами в технике
бурения.
Различают три основных генетических типа нефтей: 1) нефти,
претерпевшие наименьшие вторичные изменения; 2) нефти, испы­
тавшие воздействие повышенных температур (более 100° С); 3) нефти,
подвергшиеся окислению (обычно залегают на глубинах менее
2000 м ) .
Углеводороды нафтенового ряда имеют общую формулу
CH ,
циклическую структуру и насыщенную молекулу. В сравнении
с метановыми углеводородами члены нафтенового ряда, имеющие
те же температуры кипения, обладают более высокой плотностью.
Однако они являются химически менее стойкими.
Тяжелые фракции нефтей нафтенового типа могут содержать
очень мало твердых парафинов или не содержать их. Они характе­
ризуются значительным количеством асфальто-смолистых веществ.
Углеводороды ароматического ряда имеют общую формулу
C H ^,
циклическую структуру и ненасыщенную молекулу. Члены данного
ряда менее стойки химически и быстрее окисляются, чем члены пара­
финового и нафтенового рядов; они вступают в реакцию с концентри­
рованной серной кислотой.
n
2n+2
n
n
2n
2n
Нефти, состоящие исключительно из ароматических углеводо­
родов, в природе неизвестны; однако все нефти содержат некотороеколичество ароматических углеводородов. Относительно высокому
процентному содержанию ароматических углеводородов обычно со­
путствует большое количество асфальто-смолистых веществ, чтосвязано со способностью ароматических углеводородов легко окис­
ляться.
Для выделения и анализа различных веществ, присутствующих
в нефти, применяют ряд методов. Одним из самых распространенных
методов является дистилляция, которая дает хорошие результаты
при выделении компонентов, имеющих низкие температуры кипения
со значительным интервалом в точках кипения. При близких точках
кипения ряда соединений, входящих в состав тяжелых фракций,
а также разложения многих сложных веществ при нагревании ди­
стилляция не дает положительных результатов. Д л я суждения
о составе нефтей могут использоваться плотность, показатель пре­
ломления, вязкость и другие физические и химические свойства.
В каждой отдельной нефти может преобладать какой-либо опре­
деленный ряд, характеризующий тип нефти в целом. Во в с е х типах
нефтей газолиновая фракция содержит наибольшее количество»
парафиновых углеводородов. В большинстве нефтей процентноесодержание парафиновых углеводородов в газолиновой фракции
составляет 4 0 — 6 0 % , иногда снижаясь до 2 0 % .
В нефтях в различных количествах присутствуют сера, азот и кис­
лород. Содержание серы колеблется от 0,01 до 5 % (тяжелые мекси­
канские нефти). Нефти с содержанием серы от 2 % и более обычно
тяжелые. В легких нефтях, особенно парафинового основания, содер­
жание серы чаще всего низкое, 0 , 0 1 — 0 , 2 2 % .
Сернистые соединения в нефтях представлены меркаптанами,
сероводородом и другими сульфидами; в большом количестве сера
содержится в смолах и асфальтенах. В нефтях свободная сера
редко встречается.
По данным А. Саханена (Sachanen, 1945) содержание азота в неф­
тях не превышает 1 % , а во многих случаях оно менее 0 , 1 % . Содер­
жание кислорода в нефти обычно составляет менее 0 , 5 % и лишь
изредка превышает 2 % . В одной и той же нефти содержание кисло­
рода выше в более тяжелых фракциях. Природные асфальты, с о ­
стоящие в значительной степени из смол и асфальтенов, содержат
до 5 % кислорода. Сильно полярные асфальтены, содержащиеся
в сырой нефти и состоящие из кальциевых и магниевых нафтенатов,.
адсорбируются породой, в случае гидрофобности.
В асфальтах, асфальтовых нефтях и горючих сланцах присут­
ствуют порфирины — сложные органические вещества, генетически
связанные с хлорофиллом и гемоглобином, разрушающиеся под
влиянием кислорода и высокой температуры.
Происхождение порфиринов в нефтях еще не ясно. По данным
О. А. Радченко и Л . С. Шешиной, часть порфиринов привносится
в нефти в условиях залежи микроорганизмами.
133
Состав зольного остатка интересен в связи с проблемой про­
исхождения и миграции нефти. Зольный остаток присутствует в нефти
в незначительном количестве, обычно 0 , 0 1 — 0 , 0 5 % . Наиболее низко
его содержание отмечается в самых легких нефтях и возрастает
с увеличением их плотности.
В составе золы наибольший интерес представляют редкие ме­
таллы, например никель и ванадий. Исследования показывают, что
чем тяжелее нефть, тем большее количество никеля содержится
в составе золы. По данным У . Рамсея (Ramsay, 1934), содержание
никеля в нефтях колеблется от 0,0001 до 0 , 0 0 8 3 % . Ванадий обычно
отсутствует в легких нефтях и нефтях, не содержащих асфальта.
В зольных остатках нефтей асфальтового основания ванадий соста­
вляет до 3 0 % и более. Отношение ванадия к никелю в тяжелых неф­
т я х по Мак-Коннелю-Сандерсу (Mc Connell-Saunders, 1938) варьирует
от 0,16 до 2,88. Спектральные методы определения содержания
редких металлов в нефтяном зольном остатке наиболее совер­
шенны.
Д л я суждения об образовании и миграции нефти, а также хими­
ческих изменениях ее в процессе перемещения важно установить,
в каком состоянии находятся металлы в нефти: в виде истинного
раствора или в виде коллоидного. Нахождение их в виде солей,
растворимых в нефти, дает возможность предположить, что они
могли мигрировать с нефтью из материнских пород.
Природный газ в основном состоит из метана, более тяжелых
летучих углеводородов и небольшого количества азота. Углеводо­
роды, присутствующие в природном г а з е , относятся в основном
к парафиновому ряду и являются гомологами метана. В г а з а х , до­
бываемых с нефтью и сопутствующих нефти, количество парафино­
в ы х углеводородов, помимо метана, может доходить до 5 0 % и более.
В зависимости от количества газолиновых паров природный газ
называют сухим, тощим или жирным.
В природном газе содержится метан (CH ), этан ( C H ) , пропан
( C H ) , бутан ( C H ) и пентан ( C H ) .
Плотность чистого метана по отношению к воздуху равна 0,554;
другие углеводороды, присутствующие в природном газе, тяжелее
воздуха; сухой природный газ может иметь плотность 0,6; жирные
газы тяжелее воздуха.
Кроме углеводородов в природном газе содержится азот. Сухие
газы могут содержать 9 0 — 9 9 % метана, остальная часть приходится
в основном на азот. Углекислый газ отсутствует во многих природных
г а з а х . Иногда он обнаруживается в количестве не более 2 % . Однако
имеются примеры газов, богатых углекислотой (более 9 8 % — область
Скалистых гор; месторождение Пануко в Мексике; Новая Зеландия).
Гелий в количествах около 0 , 0 1 % встречается во многих природных
г а з а х ; концентрация его редко больше 0 , 5 % . В Канзасе, Оклахоме,
Т е х а с е , районе Скалистых гор в ряде газовых месторождений за­
фиксировано содержание гелия 1 % и выше. Содержание сероводо­
рода в природном газе обычно невелико, при содержании более
4
3
134
8
4
10
5
12
2
6
0,46—0,70 elм сероводород чаще всего удаляется. Природный г а з ,
получаемый из известняков и доломитов, обычно содержит болынесероводорода, чем газ из песчаников.
Нефти в результате различий в составе и условиях залегания
в пласте (давление, температура) могут различаться по своим физи­
ческим свойствам (плотность, вязкость, цвет, растворимость, точки
кипения и застывания, оптическая активность, критическая темпе­
ратура и давление, поверхностное натяжение и др.).
Плотность нефтей колеблется от 0,65 до 1 г/см ; нефти плотностьюменее 0,75 и более 0,95 г/см встречаются редко. Плотность асфальта
может доходить до 1,1 г/см . Плотность нефти в породах-коллекторах
меньше, чем замеренная на поверхности. Н а глубинах около 2500 м
нефти могут иметь плотность от 0,55 до 0,65 г/см .
Растворимость углеводородных газов в воде и нефти при постоян­
ной температуре с повышением давления возрастает. Наблюдается
большое различие в точках кипения различных углеводородов.
Т а к , точка кипения бензола 80,1° С, метана — 161,7° С, этана —
88,6° С, пропана — 42,2° С и т. д. Вязкость нефти снижается при
растворении газа в нефти.
Критические температуры и давления углеводородных смесей
значительно отличаются от критических температур и давлений
отдельных ее компонентов.
Явление ретроградной конденсации наблюдается в смесях природ­
ного газа с легкими жидкими углеводородами. Оно фиксируется при
высоких давлениях и при температурах, не достигающих критической.
Газоконденсатная пластовая система представляет собой смесь
углеводородов с некоторой примесью неорганических соединений
(азот, углекислота, пары влаги, редкие газы, сероводород). В этой
смеси 7 5 — 9 5 % составляет метан. В зависимости от условий образо­
вания залежи, а также пластового давления и температуры в состав
газоконденсата могут входить очень тяжелые углеводороды.
В процессах миграции нефти и газа большое значение приобретает
поверхностное межфазное натяжение между газом и нефтью, газом
и водой, нефтью и водой, а также между газом, нефтью, водой, с одной
стороны, и стенками пористой среды с другой. При обычных темпе­
ратурах поверхностное натяжение (в дин/см ) для нефти в воздухе
равно 2 4 — 2 8 , для воды в воздухе — 73, для воды в нефти 3 3 — 5 4 .
На глубине в пластовых коллекторах поверхностное натяжение
значительно меньше. Поверхностное натяжение воды на контакте
с газом при увеличении давления от нуля до 250 кГ/см
снижается
на 6 0 % ; на контакте нефть — газ с возрастанием давления
до 350 кГ/см оно приближается к нулю (Hocott, 1938). Поверхно­
стное натяжение уменьшается с повышением температуры.
Нефти обладают высоким электрическим сопротивлением, изме­
ряемым от 1 0 до 1 0 ом-см, что позволяет использовать это свой­
ство для выявления нефти в разрезах скважин. Диэлектрическая
постоянная нефти равна 2, льда — 9 3 , 9 , обычных горных пород —
от 6 до 1 1 .
3
3
3
3
3
2
2
2
й
18
135
Состав
и
с в о й с т в а
воды
пластовой
Воды нефтяных и газовых месторождений в зависимости от усло­
вий залегания по отношению к продуктивным горизонтам называют
верхними, подошвенными и краевыми, или контурными. В продук­
тивных пластах, кроме нефти и г а з а , содержится остаточная вода.
По характеру минерализации различают воды пресные, соленые
и рассолы.
Воды нефтяных и газовых месторождений обычно характери­
зуются бессульфатностью. В . А. Сулин (1948) выделил четыре типа
вод: хлоркальциевые, хлормагниевые, гидрокарбонатнонатриевые
и сульфатнонатриевые.
В подземных водах нефтяных и газовых месторождений содер­
жание хлоридов натрия и калия достигает 9 0 — 9 5 % , второе место
занимают гидрокарбонаты кальция, затем гидрокарбонаты магния
и сульфаты магния. Содержание хлоридов кальция для разных
районов колеблется от долей процентов солевого остатка до десятков
процентов. Наибольшие содержания хлоридов кальция характерны
для вод нефтяных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной
области.
Одной из особенностей подземных вод является их газонасы­
щенность, которая в зависимости от ряда причин, так же как и состав
растворенных газов, мояадт быть резко различна. Данные о составе
и упругости (давление насыщения) растворенных в подземных водах
газов во многих случаях используются при поисковых работах,
а также для выяснения условий формирования и развития залежей
нефти и газа.
Упругость растворенных газов подземных вод вычисляется по
формуле V = кр, которая служит математическим выражением
закона Генри. Количество газа V (в см 1 л), растворенного в жидкости,
пропорционально абсолютному давлению р (в am), которое произво­
дится газом на жидкость при прочих условиях (к — коэффициент
растворимости газа в см /л).
Расчеты упругости, основанные на законе Генри, применимы
для низких давлений насыщения и для преимущественно однокомпонентного состава растворенных г а з о в . Низшие предельные угле­
водороды C — C , которые являются при нормальных условиях
газами, а также жидкие углеводороды C и выше имеют незначи­
тельные коэффициенты растворимости в воде. Высокомолекулярные
углеводороды при нормальных условиях в воде практически не рас­
творяются.
При сложном составе растворенных газов требуется знать коэф­
фициенты растворимости каждого из г а з о в , составляющих газовую
смесь. Пользуясь результатами анализа газа и соответствующими
коэффициентами растворимости, определяют парциальные упругости
каждого газа в отдельности, а общую упругость находят как сумму
парциальных давлений, основываясь на законе Дальтона. Для си3
3
1
4
6
136
стемы жидкость — смесь газов Дальтон установил следующее: г а з ы ,
входящие в состав смеси, растворяются в жидкости пропорционально
той доле парциального давления, которая приходится на каждый газ
в отдельности. Коэффициенты растворимости газов в воде зависят
от температуры и минерализации воды, а также от состава раство­
ренных газов и солей. Растворимость газа в воде с увеличением
ее минерализации уменьшается. В зависимости от минерализации
растворимость газа в воде определяют по формуле
IgS
1
=
IgS-OiV,
где Л — минерализация в кмолъ/м ; а — коэффициент, зависящий
от состава г а з а ; S — растворимость газа в минерализованной воде
в м /м ;
S — растворимость газа в чистой (пресной) воде в м 1м .
г
3
1
э
3
3
3
Используя метод фазового равновесия, можно определить упру­
гость растворенных газов для сложного состава газовой смеси и в ы ­
соких давлений насыщения (более 2 5 — 5 0 am).
Одним из физических свойств воды являются ее сжимаемость.
Сжимаемость пресной воды зависит от давления, температуры и коли­
чества газа, растворенного в воде. Сжимаемость пресной воды
при давлении 420 am и температуре 93,3° С составляет около
4•1O . M A w - a m (Амикс, Б а с е , Уайтинг, 1962). Она увеличивается
с растворением в ней газа.
При существующих в нефтяных пластах температурах и давле­
ниях растворимость газа и давление оказывают малое влияние
на тепловое расширение воды.
Для оценки объема воды в поровом пространстве пласта необ­
ходимо знание пластового объемного фактора воды. Объемный коэф­
фициент пластовой воды характеризует отношение удельного объема
воды в пластовых условиях к удельному объему ее в стандартных
условиях. Он зависит от давления и температуры. Увеличение давле­
ния приводит к уменьшению объемного фактора воды; повышение
температуры при постоянном давлении увеличивает пластовый
объемный фактор воды.
Плотность воды определяется отношением наблюдаемой плотности
(отношение массы к единице объема воды) к плотности, измерен­
ной обычно при стандартных условиях ( р
= 1 am, температура
15,5° С).
Вязкость пресной воды, находящейся при давлении упругости
паров, с увеличением давления от 0,006 до 6,27 am снижается по
К. Билу с 1,79 до 0,174 спз. При повышении температуры с 10 до
93,3° С вязкость воды уменьшается с 1,4 до 0,3 спз.
Вязкость пресной воды, находящейся под различными давлени­
ями и при различных температурах, в небольшой степени изменяется
в пределах давлений от 0,994 до 497 am. Т а к , при 0° С вязкость
соответственно колеблется от 1,792 до 1,680 спз, при 30° С — от
0,871 до 0,895 спз и при 75° С — от 0,396 до 0,411 спз.
-5
3
3
абе
137
Более значительно вязкость воды изменяется при давлениях
шыше 497 am. Т а к , при давлении 1988 am и температуре 0° G вязкость
равна 1,71 спз, при 10° G — 1,35 спз и при 75° G — 0,461 спз.
Электрическое сопротивление воды является важным физическим
свойством ее и используется при электрометрии скважин. Удельное
•сопротивление воды зависит от ее химического состава и температуры,
а также от давления, которое оказывает влияние на растворимость
газа в воде.
Движение воды сквозь пористые пласты происходит неравно­
мерно, оно обусловлено величиной проницаемости составляющих их
элементов. По более проницаемым участкам пород движение вод
«осуществляется быстрее и, наоборот, по менее проницаемым — медлен­
нее. Скорость фильтрации вод через осадочные толщи кроме гради­
ентов приведенных давлений определяется также характером струк­
т у р ы порового пространства пород, слагающих эти толщи, а также
фазовыми состояниями насыщающих поровую систему флюидов.
Глава
ВОДО-,
НЕФТЕ-
И
VI
ГАЗОНАСЫЩЕННОСТЬ
Общие, сведения. Остаточная вода
Насыщенность порового пространства пластовых коллекторов
нефтью, водой и газом представляет практический интерес при под­
счете запасов нефти и газа и разработки залежей.
Формирование нефтяных и газовых залежей происходит путем
вытеснения из пористых пород воды нефтью и газом. При этом вода
частично остается в порах породы (остаточная вода), где ее содержа­
ние тем больше, чем меньше диаметр пор, слагающих породу частиц.
Остаточная вода, содержащаяся в породах-коллекторах нефти и г а з а ,
удерживается в пористой среде поверхностно-молекулярными и к а ­
пиллярными силами и в продукции скважин при их эксплуатации
обычно не обнаруживается.
Содержание остаточной воды, выраженное в процентах от сум­
марной емкости пор, может меняться от нескольких до 70% и более,
составляя в большинстве песчано-алевритовых коллекторов нефти
20-30%.
Н. Т . Линдтроп и В . М. Николаев (1929) приводят данные о со­
держании остаточной воды в образцах нефтеносных песков из Ш у банинской штольни ( Б а к у ) . При средней пористости песков 3 0 , 4 %
в них содержалось в среднем 1 2 , 1 % остаточной воды, а общее содер­
жание воды и нефти составляло 9 2 , 2 5 % . Содержание остаточной
воды в песчаных коллекторах свиты КС вблизи выходов ее на поверх­
ность в районе Кирмакинской долины по В . М. Барышеву 0 , 4 —
3 3 % . Содержание остаточной воды в центральной части залежи подкирмакинской свиты районов Хоросаны и о. Артема по А. Т . Кочмареву и А. А. Симонян также непостоянно по разрезу и колеблется
от 3,07 до 37% от объема пор, составляя в среднем 1 9 , 6 % . Согласно
Р . Шильтзиусу (Schilthius, 1938) в чисто газовых песках содержание
остаточной воды может быть даже выше чем в нефтяных.
Знание остаточной водонасыщенности в нефтяных и газовых
коллекторах необходимо не только для установления газо- и нефтенасыщенности и нефтеотдачи, но и для решения вопросов, связанных
139
•с образованием нефтяных и газовых залежей. Поэтому определению
остаточной водонасыщенности придают такое большое значение.
Коллекторские свойства пород в значительной мере зависят
от содержания в них глинистых минералов. От присутствия послед­
них прежде всего зависит и величина остаточного водонасыщения,
которая влияет на полезную емкость и эффективную проницаемость
пород.
По химическому составу глинистые минералы подразделяются
на три группы: 1) монтмориллонитовую, представленную алюмини­
евыми и магниевыми силикатами с небольшим содержанием железа
и различным количеством воды; 2) коалинитовую, содержащую
главным образом алюмосиликаты с различным количеством воды
и 3) гидрослюдистую или иллитовую, в основном содержащую алю­
мосиликаты калия, железа, алюминия с различным количеством
воды.
Степень набухания глинистых минералов зависит от типа гли­
нистых минералов и количества воды, которое может удержать тот
или иной минерал. Наименьшая остаточная водонасыщенность фик­
сируется в пористой среде с участием каолинитовой глины. В ы ­
сокая остаточная водонасыщенность пористой среды с участием
монтмориллонитовой глины при насыщенности ее дистиллирован­
ной водой объясняется интенсивным катионным обменом с поглоще­
нием воды.
Монтмориллонит обладает раздвижной кристаллической решет­
кой, допускающей увеличение объема между отдельными пакетами
до 3 раз, вследствие чего глина набухает за счет поглощения объема
воды. В морской воде монтмориллонит и другие глины не набухают.
Свойства глин, по И. В . Попову и Г . Г . Зубкович (1963), зависят
•от их криптоструктуры (размер, форма и относительное расположе­
ние элементарных субмикроскопических частиц). Гипотеза о криптоструктурах глин основана на силах межчастичной связи (химиче­
с к а я , промежуточная, межмолекулярная — вандерваальсова), кри«таллохимических особенностях поверхности глинистых минералов
(с точки зрения их энергетической активности), формах поверхности
глинистых частиц (слоистая структура кристаллической решетки),
силе тяжести агрегатов (влияющей на структурообразование) и
влияние воды, обменных катионов и электролитов на процесс
взаимодействия глинистых частиц. Гидратация рассматривается
как сложный процесс, связанный с высвобождением электрических
зарядов в наиболее ослабленных участках за счет разрыва межча­
стичных связей.
По Л . Кейсу (Cose, 1955) термин реликтовая или первоначальная
вода, встречающаяся в нефтяных и газовых пластах, неудачный.
Он рекомендует применять термин неснижающаяся водонасыщен­
ность. Неснижающаяся водонасыщенность — это такая насыщенность
продуктивных пород смачивающей фазой, при которой последняя
при существующих в пласте капиллярных давлениях теряет подвиж­
ность.
140
В дальнейшем большинство советских исследователей, следуя
С. Л . Заксу (1947), эту воду, оставшуюся в порах пласта при форми­
ровании залежей нефти и г а з а , стало называть остаточной.
При водонасыщенности пласта, превышающей капиллярно-свя­
занное состояние, вода может находиться и в свободном виде. При
соответствующем перепаде давления она движется вместе с нефтью
и газом к забоям эксплуатационных скважин и извлекается на поверх­
ность.
Распределение воды в коллекторе определяется различием в кри­
вых капиллярного давления для отдельных слоев пласта. Макро­
пористые и более проницаемые прослои пород обладают меньшим
давлением вытеснения воды, и для осуществления равновесия капил­
лярного давления между фазами вода — газ или вода — нефть
требуется меньшая водонасыщенность. Под остаточной водой или
неснижающейся водонасыщенностью понимают следующие виды
воды: адсорбционную или физически связанную пленочную воду
прочно и рыхло связанную; воду тонких капилляров или капил­
лярную; воду углов пор или контактную.
Остаточная вода, находясь в поровой системе нефтегазоносных
гарных пород, занимает часть их объема. Разность объемов, зани­
маемых открытыми порами и остаточной водой, характеризует по­
лезную емкость коллектора для газа и нефти. Выраженная в процен­
тах к объему породы она по существу отражает эффективную (по­
лезную) пористость, а отнесенная к объему открытого порового
пространства — степень газо- и нефтенасыщенности, иначе х а р а к т е ­
ризует коэффициенты газо- и нефтенасыщенности. Эффективная
(полезная) пористость для газового пласта равна произведению по­
ристости открытой на коэффициент газонасыщенности и для нефтяного
пласта — на коэффициент нефтенасыщенности.
Эффективная (полезная) пористость характеризует не только
продуктивный пласт. Она может характеризовать и перспективные
пласты-коллекторы, которые разведываются с целью поисков в них
нефти или г а з а , что позволяет судить о их возможной полезной ем­
кости.
Виды воды и ее распределение в нефтегазоносных
горных породах
Ниже кратко остановимся на существующих классификациях
видов воды в горных породах и в частности в нефтегазоносных
породах.
А. ф . Лебедев (1936), исходя из состояния воды и ее подвижности,
выделяет в породах воду кристаллизационную и химически с в я ­
занную, гигроскопическую, пленочную, гравитационную, парообраз­
ную и в твердом состоянии.
А. В . Думанский (1934) по характеру связи воды с породой в ы ­
деляет три категории воды: химически связанную, физически с в я ­
занную и свободную. К категории химически связанной относится
141
вода конституционная и кристаллизационная; к физически с в я ­
занной — вода адсорбционная или гигроскопическая, образовав­
шаяся за счет действия адсорбционных сил на поверхности гидро­
фильных коллоидных систем; к свободной — вода, содержащаяся
в капиллярах.
С. И. Долгов (1948), исходя из тех же принципов, что и А. Ф . Ле­
бедев, выделяет три вида воды в почвах и грунтах: сорбированную,
свободную и парообразную. К сорбированной воде С. И. Долгов
относит воду прочно и рыхло связанную, причем к прочно с в я ­
занной он относит адсорбированную (гигроскопическую и пленоч­
ную) воду. Рыхло связанная вода рассматривается им как осмоти­
ческая или вода диффузионных слоев. К категории свободной воды
относится вода, содержащаяся в тонких капиллярах, более крупных
поровых каналах, вода, в основном подверженная влиянию гравита­
ционных сил при просачивании, и свободная вода в состоянии потока.
К категории воды, содержащейся в тонких капиллярах, относится
вода, находящаяся в капиллярно-неподвижном и стыковом (кон­
тактная) состояниях. Вода, находящаяся в более крупных поровых
к а н а л а х , имеет капиллярно-подвижное, четочное и капиллярнолегкоподвижное состояние; ее движение осуществляется главным
образом за счет капиллярных (менисковых) сил.
В . А. Приклонский (1955), исходя из подвижности воды и харак­
тера ее взаимодействия с механическими элементами, составляющими
породу, в основном подразделяет воду на две категории — связанную
и свободную. К связанной относится кристаллизационная и консти­
туционная вода; адсорбционная вода, содержащаяся на поверхности
минералов; вода, удерживаемая в поровой системе капиллярными
силами, проявляющими себя на поверхности раздела вода — воз­
д у х . К свободной — вода, способная сравнительно легко передви­
г а т ь с я в порах и пустотах пород под влиянием гравитационных
сил. Различают также иммобилизованную воду, неподвижную, так
к а к она находится в изолированных пустотах пород.
Н. Н. Серб-Сербина и П. А. Ребиндер (1958) и Ф . Д . Овчаренко
(1958), изучая состояние и свойства воды, содержащейся в глинистых
породах и глинах, и основываясь на величине свободной энергии
с в я з и , выделяют связанную и свободную воду.
Связанная вода характеризуется ими как адсорбционная вода
первого мономолекулярного слоя (прочно связанная или гигроско­
пическая). К свободной воде отнесена вода диффузных двой­
н ы х слоев и вода капилляров.
По даным Е . М. Сергеева и его сотрудников, количество прочно
связанной воды глин соответствует величине максимальной гигро­
скопической влажности. Одновременно с этим он доказал, что прочно
связанная вода, особенно у каолинита, носит островной характер.
Р . И. Злочевская (1965), изучая взаимодействие водных растворов
с поверхностью частиц глинистых грунтов, подразделяет связанную
воду на рыхло и прочно связанную. Она пришла к выводу, что
связанная вода глин состоит в основном из пяти энергетически
142
различных форм влаги, которые подразделяются следующим об­
разом:
1) вода поверхностного слоя кристаллической решетки минера­
лов (заключенная между обменными катионами и анионами или ОН
и О группами кристаллической решетки);
2) вода «ближней» гидратации обменных катионов;
3) вода условного монослоя, непосредственно связанная с по­
верхностью частиц (молекулярно адсорбированная на незаряженной
поверхности и связанная водородными связями со структурными
группами ОН и О);
4) вода, вторично ориентированная вблизи молекул воды услов­
ного монослоя (вода «дальней» гидратации катионов и ориентиро­
ванная вблизи молекул воды, связанных непосредственно с по­
верхностью);
5 ) вода осмотически связанная.
Н. П. Затенацкая (1963), рассматривая ряд классификаций
видов воды в породах, приходит к мысли, что о связанной воде
нет единого представления. Одна группа исследователей (Думанский,
1934; Серб-Сербина и Ребиндер, 1958; Овчаренко, 1958), опираясь
на теорию свободной энергии связи, относит пленочную воду, или
воду диффузных слоев, к свободной, в то время к а к другая группа
исследователей (Долгов, 1948; Роде, 1952; Приклонский, 1955) от­
носит ее к рыхло связанной по степени подвижности воды в породе
и другим данным. Н . П. Затенацкая разделяет представление первой
группы исследователей. По нашему мнению, характеризуя катего­
рии и виды воды, содержащейся в продуктивных пластах, следует
говорить об остаточной воде или остаточной водонасыщенности, т. е.
о той воде, которая осталась в пласте или пластах в процессе форми­
рования залежей нефти й г а з а . По мере поступления в ловушку
нефти и газа и преодоления сил капиллярного давления воды в по­
ровой системе коллектора происходит вытеснение свободной воды.
Однако можно полагать, что не вся свободная вода при этом вытес­
няется. В первую очередь вытесняется свободная вода, присутству­
ющая в поровой системе в состоянии потока, далее вода, находящаяся
в капиллярно-легкоподвижном состоянии в сравнительно крупных
взаимосвязанных поровых к а н а л а х , и отчасти вода, содержащаяся
в тонких поровых каналах сечением меньше 0,002 мм. Для по­
следнего вида воды характерно капиллярно-неподвижное и сты­
ковое состояние; уменьшение в этих условиях водонасыщенности
требует приложения значительных сил вытеснения для преодоле­
ния в тонкопоровой системе капиллярного давления. Обычно при
формировании залежей нефти и газа этих сил вытеснения не хватает
для отжатия воды из системы тонких пор. В особенности это от­
носится к глинистым породам-покрышкам залежей нефти и г а з а ,
в которых норовое пространство полностью насыщено связанной во­
дой. Практика изучения пород-коллекторов, в особенности коллек­
торов г а з а , показывает, что остаточная вода всегда присутствует в си­
стеме взаимосвязанных пор и содержится в капиллярно-неподвижном
143
состоянии обычно в поровых каналах сечением меньше 2 мк, а в
более крупных — в виде стыковой и пленочной воды (имеются
примеры разрыва пленки).
Таким образом, понятие остаточной воды, содержащейся в поро­
дах-коллекторах нефти и г а з а , является собирательным, включа­
ющим различные категории и виды воды: сорбированную воду
(крепко и рыхло связанную) и частично воду свободную, которая
удерживается капиллярными силами в системе тонких капилляров
и на контактах зерен породы (А. А. Х а н и н , 1963). Однако дифферен­
циация остаточной воды на отдельные составляющие ее виды и их
изучение является практически полезным делом не только потому,
что свойства этих видов воды различны, но и в связи со спецификой
нефте- и газодобычи. Это в частности относится к отбору г а з а , если
он осуществляется при депрессиях больших, чем позволяют капил­
лярно удерживающие остаточную воду силы. Часть рыхло связан­
ной воды может вытесняться из поровой системы пород-коллекторов
и вместе с газом поступать в скважину. В связи с этим необходимо
предусматривать улавливание этой воды, т. е. систему осушки газа,
прежде чем направить газ в магистральный газопровод.
Толщина слоя связанной воды обусловлена сферой действия
электромолекулярных сил и взаимоотношением связанной воды
мельчайших капилляров.
А. В . Думанский в своей работе (1960) приводит данные ряда
исследователей, которые пытались определить толщину пленки
жидкости на поверхности твердого тела. Эти данные весьма разно­
образны. Так, по Майеру, толщина пленки 6 -г- 9-10~
см, по B e беру — Ю см. Гохбах считает адсорбционный слой воды на пла­
стинке слюды равным 2 0 — 3 0 молекулярным слоям. Гарди приводит
данные о слое жидкости 1—Ъмк, характеризующемся аномальными
свойствами. Т. Петтиджон отмечал существование адсорбционных
слоев воды толщиной до 1000 А; те же данные получены Буцаг и
Ф . Боуден. С. Бастоу и Ф . Боуден показали, что переходный слой
жидкости у стеклянной поверхности не может превышать 0,2—0,3 мк.
Причем толщина пристеночного слоя жидкости с аномальными свой­
ствами не должна превышать 0,1 мк.
3
- 6
В опытах Б . В . Дерягина было показано наличие непосредственно
у поверхности твердой фазы слоя жидкости толщиной 0,075 мк
(в дальнейшем эта величина была изменена до нескольких десятков
ангстрем) с измененными свойствами, напоминающими свойства твер­
дого тела (наличие модуля сдвига, пониженная упругость пара,
высокая плотность, низкая температура замерзания и др.). Дальней­
шие исследования свойств тонких слоев привели к обнаружению их
расклинивающего действия. Тонкие мономолекулярные слои сооб­
щают дисперсной системе дополнительную свободную энергию.
Г. И. Ф у к с экспериментально показал, что граничные слои жид­
кости на твердых телах обладают отличными от остальной части
жидкости структурой и механическими свойствами. Эффект вли­
яния возрастает по мере приближения к твердому телу.
144
Общая толщина слоев связанной воды различными исследова­
телями принимается равной от 4 до 20 ООО А. Опубликован ряд ра­
бот, касающихся изучения толщины тонких смачивающих слоев
жидкости. Однако большинство их относится к измерению толщины
тонких слоев жидкости на плоской твердой поверхности.
Толшина слоя связанной воды зависит от гидрофильности мине­
рального скелета, от внешних условий (относительной влажности,
давления, температуры), от условий равновесия между силой, от­
нимающей воду, и силой, связывающей воду у твердой поверхности,
от присутствия тех или иных катионов, от степени концентрации
электролитов в пластовой воде, а также от размеров частиц породы.
Как указывает М. М. Кусаков (1953), прямых измерений тол­
щины смачивающих пленок воды или нефти на поверхности частиц
породы до сих пор еще не сделано.
Измерения равновесной толщины смачивающих пленок, в ы ­
полненные оптическим методом для воды и водных растворов
солей, проведенные Б . В . Дерягиным и М. М. Кусаковым (1936),
а также для различных индивидуальных углеводородных жидкостей,
проведенные М. М. Кусаковым на различных твердых гладких по­
верхностях (кварц, алмаз, стекло и др.), показали, что толщина
таких слоев составляет около 0,1 мк. О размерах поровых каналов
породы можно получить представление из формулы г = 0,9 ] / —
показывающей зависимость величины пористости, проницаемости
и размеров поровых каналов (г — средний радиус поровых каналов
в мк; /с — проницаемость в мд; т — пористость в % ) .
Г. А. Бабалян (1956) применил данную формулу для расчета
толщины пристенных слоев жидкости, причем указал на условность
такого подсчета.
Толщину условного пленочного слоя воды (допуская существо­
вание сплошной пленки воды на зернах породы), по К. Г. Оркину
(1949), можно подсчитать, пользуясь формулой
пр
am
Т
—
s-100
'
где s — удельная поверхность породы в см /см ;
а — остаточная
вода в % к объему пор; т — коэффициент пористости в долях еди­
ницы; т — толщина условного пленочного слоя воды в см.
2
3
На основании данных об остаточной водонасыщенности образцов
пород из скважин, пробуренных на нефти, К . Г. Оркин, пользуясь
данной формулой, установил толщину пленки воды равную 0,45 мк.
Л . И. Рубинштейн (1950) для девонских кварцевых песчаников,
отличающихся хорошей сортированностью обломочного материала
и малым содержанием пелитовых частиц, определил толщину пленки
в 0,19 мк.
И. А. Мухаринская (1955) подсчитала толщину условного пле­
ночного слоя воды для образцов пород подкирмакинской свиты
10 Заказ 2211.
145
Апшеронского полуострова из д в у х скважин площади Хоросаны,
пробуренных на нефти. Полученные значения условного пленочного
слоя воды колебались в пределах 0 , 1 0 — 0 , 8 7 мк, составляя в среднем
по 33 образцам 0,454 мк.
А. М. Кулиев (1957), исходя из того, что остаточная вода не
может располагаться в виде пленок, обволакивающих отдельные
зерна породы, в силу частичной или полной гидрофобизации поверх­
ности минералов адсорбирующимися молекулами поверхностно-ак­
тивных веществ из нефти, исключает возможность определения со­
держания остаточной воды методом подсчета величины суммарной
толщины пленок воды в пористой среде. В то же время исследова­
ния Л . И. Орлова (1963) по распределению остаточной воды в нефте­
носных песчаниках указывают на возможность пленочного распреде­
ления остаточной воды.
Измерению средней толщины жидкой пленки, оставшейся на
внутренней поверхности капиллярной трубки, позади отступающего
мениска, посвящена работа С. С. Козловского (1950). По его данным
толщина жидкой пленки на стекле составляет 1 0 ~ — 1 0 ~ см и за­
висит от скорости продвижения мениска жидкости.
М. М. Кусаков и Л . И. Мекеницкая (1959) изучали среднюю
толщину пленки дистиллированной воды в пористой среде различ­
ной проницаемости. Средняя толщина пленки дистиллированной
воды вычислялась по разности между общим количеством остаточ­
ной жидкости и количеством капиллярно-удержанной жидкости,
а также по величине удельной поверхности образцов. Она оказа­
лась равной 1 0 ~ см (0,1 мк).
Е . С. Ромм, изучая фильтрацию жидкости в сверхтонких щелях
(1963, 1966) и влияние аномальных свойств пристеночных слоев
жидкости на процесс ее движения, приходит к выводу, что предель­
ное значение радиуса действия поверхностных сил должно быть
меньше 0,016 мк. Оно оказалось примерно в 6 раз меньше, чем
у С. Бастоу и Ф . Боудена.
По данным Ф . Д . Овчаренко (1961), глинистые минералы по
величине удельной поверхности и по количеству связываемой воды
располагаются в следующий ряд: монтмориллонит >> иллит > г а л ­
лу а з и т > > монотермит >• каолинит > пирофиллит. Толщина пленки
связанной воды зависит от гидрофильности минералов; удельной
поверхности частиц; состава катионов, проникших в адсорбционные
слои из раствора свободной воды; величины радиуса действия моле­
к у л я р н ы х сил притяжения; давления и температуры. Давление и
температура уменьшают толщину пленки связанной воды.
Минеральные частицы глинистого осадка отделены друг от друга
окружающими частицами пленки связанной воды, в промежутках
между которыми находится свободная вода. Уплотнение глинистого
осадка происходит за счет удаления (отжатия) из норовой системы
сначала свободной воды, затем верхней/гасти диффузных слоев (рыхлосвязанной воды) и при дальнейшем уплотнении более значительной
части диффузных слоев. Однако выдавливания прочно связанной
3
б
146
4
воды с увеличением внешней нагрузки не происходит, как это счи­
тает В . Ф . Л инецкий (1965), так как вандерваальсовы силы сцепле­
ния воды с минеральными частицами значительно превосходят
силы уплотнения. Поэтому уплотнение глин имеет свой предел.
Исходя из особенностей образования нефтяных и газовых место­
рождений, а также характера смачиваемости пород, обычно считают,
что остаточная вода может находиться в пленочном состоянии, когда
она окружает поверхность обломочных зерен; в виде менисков в слу­
чае нахождения на контактах минеральных зерен; в капельном со­
стоянии, когда она собрана на поверхности зерен в отдельные капли,
что бывает при малом ее содержании в породе и при гидрофобных
свойствах составляющих породу частиц; вода также находится
в тонких поровых каналах и удерживается капиллярными силами.
Остаточная вода, содержащая ионы хлора, делается видимой
при введении проявляющего реагента. Д л я этой цели Л . И. Орлов
(1963) применил 10%-ный раствор азотнокислого серебра A g N O
и насыщенный раствор азотнокислой ртути H g ( N O ) , образующие
с ионом хлора нерастворимый осадок белого цвета. При нанесении
на скол породы капли проявляющего раствора поверхность зерен,
содержащая остаточную воду, покрывается осадком белого цвета,
который легко обнаруживается при просмотре под микроскопом.
Если порода содержала нефть, то она предварительно разбавляется
керосином, в силу чего происходит оттеснение ее с зерен породы
и остается зона, благоприятная для наблюдения за выпавшим
осадком.
Изучение распределения остаточной воды в образцах терригенных
нефтенасыщенных пород пластов Д и Д разреза с к в . 1282 Туймазинского месторождения, поднятых с естественной пластовой в л а ж ­
ностью (бурение скважины в интервале залегания продуктивных
пластов было осуществлено на соляробитумном растворе), показало
следующее. Капельное распределение воды характерно для песчаных
пород с высокой пористостью и проницаемостью (m > 2 3 % , /с >>
> 1000 мд); менисковое распределение воды типично для пород
с т «а= 2 3 % и k
300 -f- 1000 мд; пленочная вода отмечается
при т < 2 0 % и к < 300 мд.
Л . И. Орлов (1963) приходит к выводу, что распределение оста­
точной воды даже в пределах образца керна может быть неоднород­
ным, в особенности при наличии различных по гранулометрическому
составу разностей пород, что находит отражение в различии электри­
ческих сопротивлений отдельных участков керна породы. В пласто­
вых условиях эти различия возрастают. Т а к , изучение сопротивлений
пласта Д показало, что они изменяются от 3—7 ом-м (глины, г л и ­
нистые алевролиты, практически не содержащие нефти) до десятков
и сотен тысяч для нефтенасыщенных песчаников с высокими к о л лекторскими свойствами и малым содержанием остаточной воды
(менее 4 % ) .
3
2
1
3
п
Q
0
2
ир
av
0
г
10*
147
Свойства и состав воды
Свойства прочно связанной и свободной воды различны. Прочно
с в я з а н н а я вода не способна растворять ряд веществ, в том числе
соли, сахара. При ее образовании происходит выделение теплоты
смачивания, что объясняется переходом молекул воды из свободного
в связанное состояние. Она лишена электропроводности, имеет ди­
электрическую постоянную 2,2 и характеризуется повышенной
плотностью (1,7 г/см ) в силу ориентированного и более плотного
расположения дипольных молекул воды на поверхности частиц
твердой фазы. Теплоемкость ее приближается к теплоемкости льда
и равна 0,5 кал/г-град.
Упругость пара связанной воды меньше
упругости пара свободной воды, поэтому связанная вода замерзает
при более низких температурах. Температура замерзания свя­
занной воды — 78° С.
Прочно связанная вода обладает упругими свойствами. Крити­
ческая толщина слоя воды, обладающего упругостью формы,
по Б . П. Дерягину составляет около 0,15 мк. Замеренный им модуль
с д в и г а при толщине слоя связанной воды 0,09 мк равен 1,7 X
X 10~ дин/ см . Прочно связанная вода удерживается на поверхности
частиц вандерваальсовыми силами притяжения, достигающими де­
сятков тысяч атмосфер и обусловленными по Ф . Д . Овчаренко (1958)
водородной связью и гидроксильными группами воды. Передвижение
прочно связанной воды происходит только в парообразном состоянии.
Ряд исследователей показал, что при благоприятных условиях
некоторые из поверхностно-активных веществ, присутствующих
в нефти, могут диффундировать через пленку воды и вытеснять ее
из активных центров. Таким образом, во многих случаях пленка
воды между нефтью и твердой фазой отсутствует, что в значительной
степени сказывается на величине остаточной нефтенасыщенности.
М. М. Кусаков и Л . И. Мекеницкая (1959) в результате прове­
денных исследований, с целью изучения существования связанной
воды в виде тонких смачивающих слоев, пришли к выводу, что при
высоких концентрациях электролита за счет десольватирующего
действия ионов тонкие слои прорываются, и жидкость, оставшаяся
в керне, находится в капиллярно-удержанном состоянии — в суб­
капиллярных порах, в кольцевых менисках, образующихся в узких
местах контакта зерен, в тупиковых порах, а также в виде отдельных
капелек, которые могут остаться после разрыва пленки.
По своему составу остаточная вода может сильно отличаться
от контурной воды и от воды, добываемой вместе с нефтью и газом.
Обычно минерализация остаточной воды выше минерализации по­
дошвенной и законтурной вод. Исследования показывают, что оста­
точная вода примерно в 3—10 раз солонее, чем морская. Нормальная
морская вода в среднем содержит 3 , 5 % NaCL
Исследования С. Л . Закса и В . Ф . Бурмистровой (1956) также
выявили большую концентрацию хлор-иона в остаточной воде по
сравнению с пластовой.
3
7
448
2
Содержание солей в пластовых водах колеблется от 10 ООО до
200 ООО мг/л. Соленость морской воды составляет 35 ООО мг/л. По
своему составу остаточная вода может сильно отличаться от контур­
ной воды и от воды, добываемой вместе с нефтью и газом. Повышен­
ную соленость остаточной (погребенной) воды объясняют испарением
молекул воды, а также воздействием геохимического градиента.
С. Л . Закс (1947) характеризовал остаточную воду по содержанию
в ней хлора. Для этой цели использовали сухие остатки пород после
извлечения из них воды и нефти в экстракционно-дистилляционных
приборах Л П - 4 . Из этих остатков приготовляли водную в ы т я ж к у
солей, в которой определяли содержание хлора в миллиграммах
на литр остаточной воды. Среднее содержание хлора в остаточной
воде в девонском песчанике Ярегского месторождения оказалось
в 2,5 раза выше, чем в воде, добываемой вместе с нефтью, причем
между содержанием связанной воды (в % к весу породы) и концен­
трацией в ней хлора наметилась обратная зависимость.
Изучение продуктивного разреза Кирмакинского месторождения
С Л . Заксом и В . Ф . Бурмистровой (1956) показало, что концентра­
ция хлора в остаточной воде глин (7200 мг/л) ниже, чем в остаточной
воде нефтеносных песчаников (9580 мг/л). Содержание хлора с у в е ­
личением количества воды снижается. В связи с этим высказано
предположение о частичном испарении воды в процессе формирова­
ния нефтяного месторождения, в результате чего концентрация
хлоридов в остаточной воде повысилась. Эти же исследователи из­
учали состав остаточной воды в песках ПК-3 Бузовнинского место­
рождения по водной вытяжке, в которой оказалось много с у л ь ­
фатов и карбонатов и очень мало хлоридов, меньше, чем в контур­
ной воде.
Содержание хлора в остаточной воде доломитов Ново-Степановского месторождения колеблется от 19 до 335 тыс. мг/л. Среднее
содержание хлора в пластовой воде по этому месторождению соста­
вляет около 100 тыс. мг/л.
В дальнейших своих исследованиях С Л . Закс для выделения
остаточной воды и изучения ее свойств и состава избрал метод с ж а ­
тия образцов с уменьшением емкости пор и выделением из них части
воды и нефти.
При давлениях от 860 до 8600 кГ/см и продолжительности исте­
чения от 0,5 до 90 ч, при весе образцов породы, загруженной в патрон,
от 150 до 218 г, было отжато воды от 0,5 до 7,8 мл и нефти от 2,7
до 12,0 мл, причем из образца глины весом 151 г при давлениях
100—8165 кГ/см и времени проведения опыта 5,5 ч отжалась всего
лишь одна капля воды.
Определение содержания хлоридов в остаточной воде алевритоглинистых хадумских газоносных пород разреза с к в . 17 Пелагиадинской площади Ставрополья было проведено Ю. С. Мельниковой
(1958) методом, основанным на титровании водного раствора вытяжек
солей из экстрагированных кернов раствором азотнокислого серебра.
Одновременно с этим результаты определения хлоридов в пересчете
2
2
149
на хлористый натрий выражали в весовых процентах, для чего вес
хлоридов относили к суммарному весу хлоридов и воды, отогнанной
из образцов в аппарате Л П - 4 .
Проведенное исследование показало, что содержание хлоридов
\ в остаточной воде хадумских отложений колеблется в довольно
•широких пределах: от 1,76 до 4 , 6 % . Наибольшее содержание хло; ридов в остаточной воде наблюдается в алевролитах ( 2 , 8 — 4 , 6 % )
и алевритах ( 2 , 1 — 2 , 5 % ) , наименьшее — в глинах ( 1 , 8 2 — 2 , 1 0 % ) .
Наибольшее содержание хлоридов в остаточной воде наблюдается
; в газосодержащих породах. Это явление, по-видимому, также можно
объяснить частичным испарением воды, находящейся в порах пород,
в процессе формирования газовой залежи. Минерализация остаточ,\ ной воды оказалась выше минерализации подошвенной и законтурной
вод ( 2 , 1 3 % ) . В связи с этим определение количества остаточной воды
по каротажным данным и удельному электрическому сопротивлению
S подошвенной или краевой воды приводит к значительному завыше\ нию содержания воды в продуктивных пластах и в разрезе хадумских
!газоносных отложений с к в . 17.
По данным Ю. С. Мельниковой, которая изучала нефтяные де­
вонские песчаники в разрезе с к в . 1529 Туймазинского месторожде­
ния, пробуренной на безводной нефти, содержание хлоридов в оста­
точной (погребенной) воде колеблется от 12,5 до 2 6 , 2 % , составляя
в среднем 1 8 , 5 % .
Изучение концентрации хлоридов в воде керна, отобранного
из скважин, пробуренных на водном глинистом растворе на место­
рождениях Башкирии, показало, что в алевролитах, характери­
зующихся низкими значениями пористости (от 5 до 1 0 % ) и прони­
цаемости (меньше 1 мд), при водосодержании до 9 0 % концентрация
хлоридов составляла 1 4 — 1 8 , 6 % в пересчете на хлористый натрий.
Содержание хлоридов в законтурных водах нефтяных пластов Д
и Д 2 2 — 2 4 % . Оказалось, что концентрация хлоридов в остаточной
(погребенной) воде ниже, чем в законтурной, тогда как в большинстве
случаев обычно бывает наоборот. Этот факт, по-видимому, можно
объяснить особенностями осадкообразования отложений, слага­
ющих пласты Д
и Д , в условиях дельты с пониженной
соленостью вод.
Изучение поровых вод морских осадков проводилось Н. В . T a геевой и М. М. Тихомировой (1962) с целью выяснения процессов
диагенеза, а также особенностей первых этапов формирования в них
подземных вод.
Отпрессовывание поровых растворов из осадков и пород произво­
дилось в специальной прессформе при наибольшем давлении на грунт
249 кГ/см , что далеко недостаточно для отжатия связанной воды.
Таким образом, рассмотрение геохимии поровых вод свелось к из­
учению свободной воды, отпрессованной из осадков и пород.
Принималось, что содержание связанной воды находится между
значениями одинарной
и двойной максимальной гигроскопич­
ности.
!
г
п
г
2
150
п
Среднее содержание связанной воды в современных осадках
по Н. В . Тагеевой и М. М. Тихомировой составляет около 0 , 3 . В ре­
зультате исследования было установлено, что ранний диагенез
характеризуется миграцией всех компонентов раствора через гли­
нистое вещество, при этом химический состав оставшегося раствора
существенно не изменяется. Поздний диагенез, по-видимому, харак­
теризуется миграцией только части компонентов порового раствора
через глинистое вещество осадка; в результате повышается кон­
центрация и изменяется химический состав оставшегося порового
раствора.
Исследованиями П. А. Крюкова и Н. А. Комаровой по отжатию
воды из глин, почв и торфа при давлениях до 20 ООО am установлена
почти линейная зависимость между влажностью и давлением отпрессовывания. Особенно это относится к бентониту, каолиниту, черно­
зему и серозему и в меньшей степени к торфу и аскангелю.
Состав поровых вод при их отжатии под давлением неодинаков.
Ряд исследователей доказал, что минерализация последовательно
отжимающегося раствора непрерывно уменьшается и в последних
порциях составляет около 2 0 % от начальной.
В интервале давлений 270—1000 am снижение минерализации
в последовательных порциях раствора весьма небольшое. Оно зна­
чительно возрастает в интервале давлений 1000—5000 am. Разность
в минерализации первой порции и последней (при давлении 5000 am)
в опытах П. А. Крюкова и Н. П. Цыбы составляла 2 8 % , причем
влажность породы с 2 8 % (естественная влажность) понизилась
до 1 3 % . Свободная вода, содержащаяся в глинистых породах, от­
деляется от них при давлении до 500 am.
Методы определения водо-, нефте- и газонасыщенности
Получению точных данных о водо-, нефте- и газонасыщенности
мешает загрязнение кернов промывочным раствором, особенно силь­
ное в случае, если промывочная жидкость имеет водную основу.
Подавляющее большинство залежей газа и нефти содержит воду
только в пленочном и капиллярно-связанном состоянии. Существу­
ющие прямые и косвенные методы рассчитаны на суммарное опре­
деление этих форм воды.
Прямые
методы
Определение водо-, нефте- и газонасыщенности пород по данным
анализа кернов заключается в следующем. С помощью соответству­
ющих приборов определяют содержание воды в образце и общую
потерю веса образца после экстрагирования и высушивания.
Сумма коэффициентов насыщенности породы нефтью, водой и г а ­
зом равна единице, поэтому газонасыщенность определяется по раз­
ности. Количество нефти, содержащейся в образце, определяют
вычитанием веса извлеченной воды из общей потери в весе.
151
Водонасыщенность образца породы методом перегонки опреде­
ляют дистилляционными методами Дина и Старка (образец погружен
в кипящий растворитель), Закса, Юстера, Сокслета, Ролла и Талиаферро (образец установлен над кипящим растворителем). Раство­
рителями служат ксилол, толуол.
В приборе Дина и Старка после окончания дистилляции воды
патрон вместе с образцом переносят в сокслет для окончательной
экстракции нефти.
При методах С. Юстера ( J u s t e r , 1944), К. Ролла и Д . Талиаферро
(Rail and Taliaferro, 1947) и Закса (1947) дистилляция и полное
экстрагирование осуществляется в одном аппарате, без переноса
патрона с образцом в сокслет. При исследовании крупных образцов
керна, содержащих 5—10 см воды, последние методы дают точность
определения до 2 % . По разности весов до и после экстракции опре­
деляют суммарную насыщенность образца водой и нефтью. Из полу­
ченной суммарной насыщенности путем вычитания веса отогнанной
воды находят вес нефти, а затем делением этого веса на ее плотность
определяют объем. Из полученных данных можно подсчитать водои нефтенасыщенность в процентах к поровому пространству.
Коэффициентами нефте-, газо- и водонасыщенности называется
отношение соответственно объемов нефти, газа и воды, содержа­
щихся в поровом пространстве породы, к объему пор V , выраженное
в процентах.
Определение водо- и нефтенасыщенности проводят с помощью
аппаратов Дина и Старка и Закса. Коэффициент нефтенасыщенности
рассчитывают по формуле
3
n
где V — объем нефти в образце в см ; у — объемный вес породы
в ГIсм ; т — коэффициент абсолютной пористости в долях единицы;
P — вес породы после экстракции в г.
B
3
п
3
Аналогичная формула служит для определения водонасыщен­
ности.
Коэффициент газонасыщенности определяют по формуле
где q — коэффициенты нефте- и водонасыщенности;
объемные коэффициенты нефти и воды.
n
|3
Н
и
—
Водонасыщенность можно определить методом титрования. Для
этого извлекают воду из образца породы безводным спиртом (мети­
ловым, этиловым или изопропиловым), после чего полученный
спиртовой раствор титруют. Измельчение породы ускоряет извле­
чение воды и сушку. Вода может быть отогнана из образцов и другим
способом, например путем нагревания их под вакуумом и конденса­
цией водяных паров в ловушке, охлаждаемой сухим льдом. Титро­
вание во всех случаях производят реагентом фишера (двуокись
серы, йод и пиридин, растворенный в безводном метиловом спирте),
152
который из-за своей неустойчивости должен быть защищен от света
и водяных паров. Двуокись серы в присутствии воды восстанавли­
вает йод; коричневый цвет йода указывает на окончание реакции,
что связано с полным извлечением воды из керна. Содержание нефти
определяют по разности весов образца до и после экстракции
и сушки за вычетом объема воды, установленного титрованием.
К о с в е н н ы е
методы
Бурение скважин на известково-битумном растворе, позволя­
ющем отбирать керны с пластовой влажностью, осуществляется
еще редко, поэтому в практике лабораторных работ применяют ряд
косвенных методов определения остаточной воды в образцах керна:
1) полупроницаемой мембраны; 2) центрифугирования; 3) нагнета­
ния ртути; 4) испарения; 5) хлоридный; 6) по данным электропро­
водности; 7) капиллярного впитывания; 8) по остаточной керосинонасыщенности; 9) фазовой газопроницаемости.
Метод
п о л у п р о н и ц а е м о й
мембраны
основан
на отжатии свободной воды силами капиллярного давления с сохра­
нением в образце породы остаточной воды.
О. Торнтон и Д . Маршалл (Thornton and Marshall, 1947) пред­
ложили вместо прямых измерений содержания связанной воды
использовать кривые капиллярного давления.
Ряд исследователей считают, что применение данного метода
позволяет в какой-то мере моделировать условия вытеснения свобод­
ной воды газом или нефтью в процессе формирования месторо­
ждений.
Применяемый метод состоит в вытеснении воды из первоначально
насыщенного ею образца в отсутствие других флюидов. Приложение
давления к вытесняющей фазе (воздух или светлый нефтепродукт)
приводит к тому, что насыщающая образец вода удаляется через
смачиваемую водой тонкопористую мембрану, проницаемую только
для воды. Измеряя насыщенность образца жидкостью и разность
давлений между жидкостью и воздухом, можно построить кривую,
выражающую зависимость между водонасыщенностыо и давлением,
прилагаемым к вытесняющей фазе. Остаточная водонасыщенность,
доведенная до постоянного значения, соответствует содержанию
связанной воды для данной породы.
Для создания давления в несколько атмосфер, что необходимо
для кернов с малой проницаемостью, изготавливают металлические
воронки и подбирают мембраны с размером пор меньше 2 мк. Опре­
деление остаточной водонасыщенности, или как ее еще называют
неснижающейся водонасыщенности, методом капиллярного давления
(полупроницаемой мембраны) требует длительного времени и для
кернов с низкой проницаемостью необходимо применение относи-'
тельно высоких давлений. При методе полупроницаемой мембраны
иногда необходимо достичь сравнительно высоких капиллярных
давлений, до 10—15 кГ/см
и выше. Тогда применяют кроме
2
153
фарфоровых мембран, обычно выдерживающих до \,ЬкГ1см ,
мем­
браны, изготовленные из подвергнутого спеканию порошкового
алюминия, а также целлофановые пленки.
Определение остаточной воды методом
полупроницаемой
мембраны проводят на
приборе,
называемом
капилляриметром.
Основной частью прибора является герме­
тически устроенный металлический стакан
с мембраной (фильтром), на которую ус­
танавливают испытуемый образец (рис. 19).
Образец горной породы 15, имеющий
форму цилиндра и предварительно проэкстрагированный и высушенный, насыщается
под вакуумом 3%-ным
раствором NaGl,
ставится на влажный бумажный фильтр,
покрывающий мембрану 10 и плотно при­
жимается к ней пружиной 14 при закрытой
Р и с . 19. С х е м а м е т а л л и ­
крышке 2.
ческого стакана
капилляриметра с испытуемым
G увеличением давления внутри стакана,
образцом.
осуществляемого порциями, по мере отжа1 — металлический стакан;
тия в о д и из образца газом увеличивается
2 — металлическая крышка;
3 — металлическая соедини­
ее количество в бюретке
(цена деления
тельная трубка от стакана
0,02 мм и меньше), что заметно по подня­
к манометру; 4 — резиновый
полувакуумный
шланг к
тию мениска. Каждому увеличению давле­
ртутному
манометру
на
1,5 ат или шланг к образцо­
ния вытеснения соответствует определенный
вому манометру, обычно на
объем воды, отжатый из образца в мере­
3 атм; 5—резиновая проклад­
ка; 6—основание, привинчи­
ную бюретку. Поступающий в стакан с об­
вающееся к стакану; 7 — м е ­
таллический отвод от осно­
разцом газ в первую очередь вытесняет воду
вания; S — резиновый шланг
it стеклянной делительной
из более крупных поровых каналов. При
бюретке на 5 см'; 9 — рези­
высоких давлениях вытеснения вода остается
новая прокладка; 1 0 — фар­
форовая мембрана со сред­
лишь в поровых каналах наименьшего диа­
ним размером диаметра пор
2 мм и меньше; 11 — рези­
метра. В дальнейшем наступает момент,
новая прокладке; 12 —• ме­
когда с повышением капиллярного давле­
таллическая прокладка; 13 —
металлическая
прокладка
ния
водонасыщенность не снижается. Эту
с резьбой, ввинчивающаяся
в цилиндр для полной гер­
неснижающуюся
водонасыщенность
назы­
метичности мембраны; 14 —
вают остаточной. Замер вытесненной воды
пружина из нержавеющей
стали, плотно прижимающая
из керна по поднятию мениска в бюретке
образец к фильтру для со­
здания единой капиллярной
в конце опыта для контроля дополняется
системы; 15 —образец испы­
взвешиванием керна. Обычно для достиже­
туемой горной породы; 16 —
резиновая прокладка в ос­
ния неснижающейся водонасыщенности в об­
новании; 17 — металлическая
трубка для подачи
газа
разце породы требуется 2—3 недели. П р и
(азота) на образец;
IS —
этом замеренные объемы воды могут послу­
резиновый шланг.
жить исходными данными для расчета и
построения порометрической диаграммы. Если же требуется из­
мерить только остаточное водосодержание, то процесс отжатия
ускоряется и может быть закончен в 2—3 дня.
Обработка опытных данных производится следующим образом.
Каждой величине капиллярного давления р соответствует опре%
к
154
деленное значение водонасыщенности w. Графически эта зависимость
изображается кривой w = / (р ). По оси абсцисс отложены величины
давления в интервале р — р ,
выраженные в мм рт. ст., а по
оси ординат — значения водонасыщенности в % от объема пор
в интервале от нуля до 1 0 0 % (рис. 20). Кривая капиллярного давле­
ния асимптотически приближается к горизонтальной прямой, про­
веденной через точку, отвечающую равновесной насыщенности
смачивающей фазой (неснижающейся водонасыщенности).
Метод
ц е н т р и ф у г и р о в а н и я
основан на отжатии
свободной воды из образца породы. До последнего времени при
центрифугировании применялась высокая скорость вращения, в силу
чего из образцов пород, подвергнутых центрифугированию, отжима­
лась часть остаточной воды. Это приводило к несоответствию данных
к
ко
ктах
Капиллярное
дабление, мм
ртст
Р и с . 20. К р и в а я к а п и л л я р н о г о д а в л е н и я д л я в о д ы ( п е с ч а н и к к р у п ­
н о з е р н и с т ы й ; k = z 3 1 0 0 мд; т
= 2 4 % ; остаточная водонасыщен­
ность 19%).
0
о водонасыщенности, получаемых центрифугированием, и данных
других методов. Некоторые исследователи необоснованно отрицают
возможность применения центрифуги для определения остаточной
воды в образцах керна пород.
Метод центрифугирования был впервые применен А. Ф . Лебеде­
вым при изучении видов воды в почвах и грунтах. Центрифугирова­
ние проводилось на высоких оборотах свыше 18 000 д. В результате
в породах оставалась только физически связанная вода.
В практику анализа керна нефтяных пород метод был перенесен
Р . Слободом (1950), Дж. Галловеем (Galloway, 1951), Л . Рубин­
штейном (1950) и другими исследователями. Некоторые из них
приходят к мысли, что в результате работы центрифуги внутри
образца породы возникают силы, действие которых на флюиды
аналогично действию капиллярных сил в процессе определения
остаточной воды методом капиллярного давления. Поэтому резуль­
таты количественного определения остаточной воды, полученные
этими методами, должны быть одни и те же.
155
Исследования Р . Слобода, А. Чеймберса и В . Прена (SIobod,
Chambers, Prehn, 1951), Д ж . Галловея (1951), А. А. Ханина и
О. Ф . Корчагина (1962), показали, что результаты определения
остаточной воды методом центрифугирования совпадают или близки
к данным, получаемым с помощью метода полупроницаемой мем­
браны. В опытах А. А. Ханина и О. Ф . Корчагина (1962) центрифу­
гирование осуществлялось при скорости 3800 об/мин или 1950—
2000 g и времени вращения 30 мин. При этом создавалось давление
Остаточная
водонасыщенность,
%
Рис.
21. Г р а ф и к к о р р е л я ц и и о с т а т о ч н о й
водо­
насыщенности, определенной методами полупро­
ницаемой мембраны (по оси ординат) и центри­
ф у г и р о в а н и я п р и с к о р о с т и в р а щ е н и я 3800
об/мин
(по оси абсцисс).
вытеснения до 3 am, которое позволяло значительной части рыхло
связанной и контактной воде сохраниться в поровом пространстве
породы. Для карбонатных пород центрифугирование целесообразней
проводить при 4600 об/мин, при этом результаты измерения остаточ­
ной водонасыщенности близки к данным полупроницаемой мембраны.
Центрифугирование должно осуществляться при скоростях, обес­
печивающих давление вытеснения гравитационной воды и позволя­
ющих сохранить в поровом пространстве остаточную воду (Ханин,
Корчагин, 1962). Сопоставление данных, полученных центрифуги­
рованием, с методом полупроницаемой мембраны показало их хоро­
шую сходимость (рис. 2 1 ) .
При определении остаточной воды центрифугированием (Дж. Г а л ловей (1951) изучал образцы цилиндрической формы длиной 2,54 см
и диаметром 1,9 см. Во время центрифугирования при 4000 об/мин
156
вода вытеснялась из кернов под давлением около 8,4 am. Д л я кернов
с проницаемостью не менее 1 мд равновесие устанавливалось за 2 ч.
Результаты измерений ряда образцов с различной проницаемостью
показывают, что в известных пределах величина насыщения оста­
точной воды а обратно пропорциональна логарифму проницаемости
для воздуха к
в
1
Это соотношение в ряде случаев соблюдается при значениях прони­
цаемости, превышающих 2 мд.
В СССР в лабораториях используется отечественная центрифуга
типа ЦЭ-3 с предельным количеством оборотов ротора 6200 в минуту.
О. Ф . Корчагин увеличил диаметр пробирок
до 30 мм, благодаря чему стало возможным не
перетачивать опытные образцы для уменьшения
их размеров. После определения проницае­
мости образцы помещают в пробирки цен­
трифуги; отжимая центрифугированием
сво­
бодную воду, определяют остаточную водона­
сыщенность.
На рис. 22
изображен
кернодержатель
в центрифугах нормальной
скорости. Д л я
плавного пуска и регулирования числа оборо­
тов держателя пробирок центрифуги ЦЭ-3
применяется автотрансформатор типа J I A T P - I .
G этой целью в верхней части центрифуги
Рис.
22.
Кернодер­
в
центри­
устанавливают тахометр и скорость вращения ж а т е л ь
нормальной
сопоставляют с напряжениями, получаемыми ф у г а х
скорости.
с помощью J I A T P - I .
Скорости вращения
1
—
круглая
цапфа; 2 —
3800 об/мин соответствует напряжение в сети керн; 3 — вытесненные
4 — съемная
70 е. В лабораториях используется также у г ­ флюиды;
платформа, поддержива­
ловая центрифуга марки ЦЛС-2 с встроенным
ющая керн.
в ее корпус тахометром. Д л я нее скорость
вращения установлена равной 4200 об/мин при времени вращения
20—24 мин.
Определение остаточной воды слабо сцементированных и рыхлых
пород можно провести моделированием, применяя для этого спе­
циальные алюминиевые стаканчики. Сопоставление результатов
определения остаточной водонасыщенности пород, находящихся
в естественно структурном состоянии и в моделях, показало, что
в первом случае воды содержится больше, чем во втором. При этом
ошибка в определении остаточной воды, связанная с разрушением
пород, колеблется от 16 до 4 0 % .
Для снятия кривых капиллярного давления за рубежом приме­
няют специальные центрифуги, позволяющие использовать проме­
жуточные скорости вращения, и для каждого равновесного состояния
измеряют число оборотов центрифуги с целью определения перепада
давления между фазами и объем вытесненной воды.
157
Измерение капиллярных давлений с помощью специальных
центрифуг с магнитным стробоскопическим устройством или фото­
элементом для измерения объема жидкости и скорости вращения
проводится значительно быстрее, чем методом полупроницаемой
мембраны или методом вдавливания ртути. С этой целью скорость
вращения центрифуги постепенно увеличивают до максимума —
около 3100 об/мин (применяется стандартная модель центрифуги CA),
причем ускорение в среднем составляет 3,9 и 7,7 об/мин. Периоди­
ческие замеры скорости вращения центрифуги и положения поверх­
ности воды — воздух и дна сборника жидкости производят с интер­
валами 1 мин.
Некоторые исследователи (Marie, 1962) считают метод центрифу­
гирования менее надежным в связи с неоднородностью распределе­
ния капиллярного давления в образце. Оно меняется по длине керна,
так к а к каждому расстоянию от оси соответствует свое капиллярное
давление. Другие исследователи (Hoffman, 1963 и др.), сравнивая
данные определения кривых капиллярного давления при помощи
центрифуги с постоянным ускорением, с результатами, полученными
с помощью метода полупроницаемой мембраны, наоборот, считают
возможным использование центрифуги. В связи с тем, что насыщен­
ность керна жидкостью изменяется в зависимости от радиуса враще­
ния, Р . Гоффман (1963) расчет капиллярного давления производил
по более сложным формулам, чем обычно это делается:
где P^r — капиллярное давление; T — значение радиуса вращения
на внутреннем торце керна; г — значение радиуса вращения на
внешнем торце керна; <р — плотность жидкости; со — угловая ско­
рость центрифуги.
Е с л и принять, что T = г (для очень коротких кернов при
большом радиусе вращения), то формула примет вид
1
1
2
1
2
Л , г ! = '
или
W
=
Jо
dp ,
d
K
™(P*)dp
K
п
^*'
'
1
^ '
где w — насыщенность смачивающей фазой; w — средняя насыщен­
ность смачивающей фазой для всего керна; w(p )
— насыщенность
w в функции капиллярного давления р при радиусе вращения на
внешнем торце керна г .
Другие исследователи, используя при центрифугировании корот­
кие керны, все же считают, что, несмотря на небольшую высоту
керна h, между фазами развиваются большие перепады давления Ар:
K ri
к
г
Д/> = (ф1 — Фа) gh,
158
где q>i и ф — плотности д в у х флюидов в пористой среде; g — у с к о ­
рение силы тяжести; h — высота керна.
2
Значительные перепады давления происходят из-за большого
ускорения при высоких скоростях вращения.
Разность давлений вычисляется по следующей формуле:
Ap = 1 , 1 1 . 1 0 " ((P — ф )
8
1
2
n rh,
2
где п — число оборотов в минуту;
г —- радиус вращения в см; h — в ы ­
сота керна в см.
Приведенная формула необходима
в случае построения кривых капил­
лярного давления.
По окончании центрифугирования
(для центрифуг без стробоскопиче­
ского устройства) образец взвеши­
вается
на
аналитических
весах,
после чего определяется остаточная
водонасыщенность
a = - ^ L - I O O
r
1
IUB
где C - вес сухого образца; C —
вес образца после центрифугирова­
ния;
V — объем пор в
образце
1
3
n
СV =
11
>•
C 2
~
C l
; здесь C — вес образца,
2
Yb
Рис.
23.
Схема установки
для
исследования капиллярного
да­
вления методом нагнетания р т у т и .
J — вакуумный насос; 2 — кран; з —
насыщенного
водой,
в г ) ; -у — крышка; 4 — сосуд с ртутью; 5 — керн;
6 — грузовой манометр; 7 — контакт­
удельный вес воды при данной тем­ ная
мембрана; S — вольтметр; 9 —
ртутный пресс.
пературе.
М е т о д н а г н е т а н и я рту­
т и в керны предложен В . Переел лом
(Purcell, 1949) для измерения капиллярных давлений (рис. 2 3 ) .
В отличие
от метода
полупроницаемой мебраны
он позво­
ляет ускорить определение остаточной водонасыщенности к а к плот­
ных, слабопроницаемых кернов, так и слабо сцементированных.
Чтобы определить капиллярное давление, соответствующее насы­
щению керна водой, В . Перселл принимал краевой угол смачивания
равным нулю для воды и 140° для ртути. В таком случае капилляр­
ные давления для ртути и воды будут относиться приблизительно
как 5 : 1 .
По аналогии с капиллярной трубкой отношение капиллярного
давления для ртути к капиллярному давлению на границе раздела
вода — воздух составит
в
Ркрт _
Ркв
~~
° > c o s 140°
°"в
c o s
0°
159
Принимая поверхностное натяжение для ртути сг = 480 дин/см
поверхностное натяжение для воды о = 70 дин/см, получим
приведенное
отношение равным
от
и
в
В связи с тем, что поры пород
характеризуются сложной конфи­
гурацией и геометрией, соотноше­
ние между кривизной поверхности
раздела и радиусом пор необяза­
тельно является функцией коси­
нуса угла смачивания (Brown,
1951). В связи с этим средняя
кривизна
поверхности
раздела
в пористой среде также опреде­
ляется функцией
насыщенности
жидкости. Тогда отношение да­
влений можно представить в виде:
X . Браун (Brown, 1951), В . Перселл (Purcell, 1949) и Д ж . Амикс
и др. (1962) указывают, что попра­
вочный коэффициент для перехода
от метода полупроницаемой мем­
браны к методу нагнетания ртути
для различных горных пород мо­
жет иметь не постоянные значения.
Для
карбонатных
пород
X . Б р а у н получил величину пе­
реводного коэффициента 6,4. Из
рис. 24 видно, что для песчаника
поправочный коэффициент равен
7,5, для известняка — 5 , 8 .
Рис.
24.
Кривые капиллярного да­
На рис. 25 и 26 приведены
вления,
полученные
методами
по­
лупроницаемой мембраны и нагнета­
типичные кривые капиллярного
н и я р т у т и ( п о Б р а у н у , 1951).
давления, полученные методами
1 — метод полупроницаемой мембраны;
полупроницаемой мембраны и наг­
2 — метод нагнетания ртути; а — керн
песчаника; ft = 1,43
9; m = 28,1%;
нетания ртути. При правильно
коэффициент пересчета 7,5; б — керн из­
выбранном коэффициенте пересче­
вестняка; k= 3,36 мд, т = 23,0%, коэф­
фициент пересчета 5,8.
та достигается вполне удовлетвори­
тельная сходимость конфигурации
кривых зависимости капиллярного давления от водонасыщенности,
получаемых методами вдавливания ртути и полупроницаемой мем­
браны. Д л я карбонатных пород эта сходимость наблюдается на всех
0
о
160
Рис. 25. Сопоставление к р и в ы х к а п и л л я р н о г о д а в л е н и я , п о л у ч е н н ы х методами
полупроницаемой мембраны и нагнетания р т у т и д л я карбонатных пород ( п о
Колосковой, Кургузовой и Ханину,
1965).
1 — кривая по ртути; 2 — кривая по воде; коэффициент пересчета 5.
Р и с . 26. Сопоставление к р и в ы х к а п и л л я р н о г о д а в л е н и я , п о л у ч е н н ы х методами
полупроницаемой мембраны и нагнетания р т у т и д л я терригенных пород (по
К о л о с к о в о й , К у р г у з о в о й и Х а н и н у , 1965).
I — кривая но ртути с коэффициентом пересчета 7,5; 2 — кривая по воде с коэффициентом
И
пересчета
Заказ 2211.
5.
интервалах капиллярных давлений, для терригенных — на интерва­
лах давлений, соответствующих диаметрам основных фильтрующих
поровых каналов (свыше 10—15 мк). Для пород с тонкопористой
структурой, обладающих высоким значением водонасыщенности
и характеризующихся низкой проницаемостью, в случае использо­
вания капиллярных давлений ртути и пересчета их на кривые капил­
лярного давления воды особенно важен правильный подбор перевод­
ного коэффициента. Таким образом, конверсия кривых капилляр­
ного давления ртути в кривые капиллярного давления воды может
быть осуществлена путем расчетов, для чего необходимо пользоваться
коэффициентами пересчета, величина которых неодинакова для
пород с различной структурой порового пространства, проница­
емостью и составом гидратирующихся минералов. В ближайшее
время необходимо провести исследовательскую работу, которая
позволила бы сгруппировать породы по определенным признакам,
и, сообразуясь с величиной угла смачивания горных пород для вод
различной минерализации, а также для ртути, выбрать соответству­
ющие переходные коэффициенты для конверсии указанных выше
кривых капиллярного давления.
Метод
испарения
предложен Е . Мессером (Messer,
1950). Он основан на действии давления паров жидкости, вызыва­
ющих испарение воды из породы.
Определение остаточной водонасыщенности этим методом про­
изводится в следующем порядке. Из к у с к а породы вытачивают
образец цилиндрической формы, высушивают при 105° С и взвеши­
вают. Порода насыщается водой под вакуумом после предваритель­
ной эвакуации из нее воздуха и затем взвешивается. Образец, боко­
вая поверхность которого изолируется с помощью резиновой ру­
башки, устанавливается торцом в направлении к току воздуха.
Периодически, через каждые 10 мин обдувания, образец взвешивают.
Обработка результатов опыта заключается в построении графика
изменения водонасыщенности во времени. Для установления участка
кривой, на которой водонасыщенность стабилизируется, строится
дополнительный график изменения удельной потери воды в процентах
от объема порового пространства во времени. Ордината точки пере­
гиба кривой соответствует остаточной водонасыщенности. Опреде­
ление остаточной воды данным методом требует мало времени
( 1 - 1 , 5 ч).
Однако в результате проведения опыта, по-видимому, фикси­
руется главным образом физически связанная вода, составляющая
часть остаточной.
Х л о р и д н ы й
метод
основан на данных о содержании
хлоридов в породе и в контурной или подошвенной водах. Для опре­
деления солености может быть использована связанная вода, экстра­
гированная из сравнительно плотных или малопроницаемых кернов,
так как при подъеме их по стволу скважины маловероятно вытесне­
ние связанной воды фильтратом бурового раствора. Хлориды опре­
деляются химическим титрованием или по данным электропровод162
ности. Содержание связанной воды в керне находят по количеству
ионов хлора, которое можно извлечь из образца.
Содержание хлора в керне подсчитывают по формуле
AV
х
~
V
1
'
где х — содержание хлора в образце; А — количество раствора
азотнокислого серебра, израсходованного на титрование; V — коли­
чество дистиллированной воды, израсходованной на растворение
хлоридов; V — объем фильтрата, взятого для титрования.
1
Содержание связанной воды а в образце весом P при найденном
количестве хлора х и известном процентном содержании хлора
в остаточной воде г равно
где 7 — плотность
в долях единицы.
породы в г/см ;
3
т — коэффициент
пористости
Описанный метод основан на определении содержания лишь
одного иона, в то время как в связанной воде содержится большое
число других ионов.
Метод
э л е к т р о п р о в о д н о с т и
учитывает содержа­
ние всех ионов в воде. Он основан на измерении электропроводности
воды, экстрагированной из измельченного керна. При этом поль­
зуются стандартной ячейкой для измерения электропроводности
с мостом переменного тока.
По найденной электропроводности определяют содержание с в я ­
занной воды в керне. Для этого калибруют измерительную ячейку
по хорошо изученной остаточной (погребенной) воде ( В . Н. Кобранова и Н. Д . Лепарская, 1957). Сложность заключается в получении
образца с остаточной водой, так как минерализация контурной
и подошвенной вод будет иная. Имеются и технические трудности,
связанные с измерением электропроводности воды, экстрагирован­
ной из измельченного керна, который отобран из продуктивного
пласта при бурении скважин на битумном растворе, так как на
величину электропроводности будет влиять не только минерализация
остаточной воды, но и присутствующий битумный раствор.
Метод к а п и л л я р н о г о
в п и т ы в а н и я
основан на
извлечении свободной и части капиллярной воды из испытуемого
образца породы капиллярными силами пористой среды (тонкий
песок, толченый мел и др.), в которую помещают насыщенный водой
образец. Как указывают авторы метода Д . А. Антонов и В . М. Березин (1957), продолжительность опыта составляет 48 ч.
Данный метод сходен с методом влагоемких сред или пресса
А. Ф . Лебедева, при котором свободную воду и часть капиллярной
воды удаляют фильтровальной бумагой, плотно прижатой к испы­
туемому образцу породы. При применении данных методов часть
остаточной воды теряется, что влияет на их точность.
11*
163
С И . Шишигин (1964) внес дополнения в определение остаточной
водонасыщенности методом капиллярного впитывания. Прослежи­
вается скорость удаления воды из образца и строится соответству­
ющая кривая. На последней находят точку перегиба, отождествля­
емую автором с остаточной водонасыщенностью. Данным методом
определяется только часть остаточной воды.
Метод
определения
остаточной
воды
по
о т ж а т и ю к е р о с и н а из п р е д в а р и т е л ь н о
насы­
щенного
к е р н а . К а к показали опыты А. С. Гусевой (1960),
объем остаточного керосина соответствует водонасыщенности. По-ви­
димому, при монтмориллонитовом составе глин, цементирующих
пористую среду коллектора,
остаточная
водонасыщен­
ность
будет
значительно
выше, чем остаточная керосинонасыщенность. Данным
методом следует изучить раз­
личные типы пород-коллек­
торов с различным составом
цементов, что позволит оп­
ределить пределы его при­
менения.
0
10 20 30 НО 50 60 70
Метод
фазовой
Водонасыщенность,%
от объема пор
газопроницаемости
для определения остаточной
Р и с . 27. С о о т н о ш е н и е м е ж д у э ф ф е к т и в н о й
водонасыщенности
предло­
газопроницаемостью и водонасыщенностью
(образец песчаника мелкозернистого
сла­
жен А. А. Ханиным (1954).
боглинистого), а — остаточная
водонасы­
Остаточная водонасыщен­
щенность, равная
23%.
ность определяется по со­
отношению, устанавливаемо­
му для каждого опытного образца породы между эффектив­
ной
газопроницаемостью
и
водонасыщенностью.
Изменяя
степень водонасыщенности породы путем пропускания тока воздуха,
для различных ее значений определяют проницаемость по г а з у .
С уменьшением степени водонасыщенности возрастает проницаемость.
Н а основании опытных данных строят график зависимости
проницаемости по газу от степени водонасыщенности для каждого
исследуемого образца породы (рис. 2 7 ) . В верхней части полученной
кривой находят точку перегиба, соответствующую, как показало
сравнение с результатами метода полупроницаемой мембраны,
остаточному водосодержанию.
Сравнение линий изменения газопроницаемости в зависимости
от водонасыщенности, построенных для различных типов пород,
показало, что при однородном гранулометрическом составе минераль­
ных зерен, слагающих породу, и отсутствии гидратирующихся
веществ верхняя ступень перегиба кривой имеет укороченную
длину, и точка перегиба соответствует сравнительно небольшому
остаточному водосодержанию.
164
Среди перечисленных косвенных методов наиболее
точным
является метод полупроницаемой мембраны (капиллярных давлений).
Поэтому во многих лабораториях мира он принят за эталонный.
Метод центрифугирования показывает сравнимые с методом капил­
лярных давлений результаты в случае правильно выбранного режима
центрифугирования (Ханин, 1963).
Определение полезной емкости (эффективной пористости) С у ч е ­
том остаточного водосодержания для песчано-алевритовых пород
с межзерновой пористостью с допустимой точностью для ориентиро­
вочных расчетов проводится по графику А. Ханина или предложен­
ной им формуле (см. г л а в у V I I , а также работы 1963 и 1965 г г . ) .
Развитие косвенных методов требует бурения специальных скважин
на безводном известково-битумном растворе с низкой фильтрацией
для определения содержания остаточной воды прямым методом
с последующим определением ее косвенными методами. Наименее
изучена остаточная вода в карбонатных породах.
Насыщенность и проницаемость
В поровом пространстве нефтяных и газовых пластов обычно
содержатся две фазы или более (вода, нефть и газ). Пористая среда
может иметь некоторую проводимость для каждой фазы, насыща­
ющей эту среду.
Понятие об эффективной проницаемости основано на предположе­
нии, что каждая фаза в общем потоке совершенно не зависит от дру­
гих фаз, если они не смешиваются. Исходя из этих предпосылок,
закон Дарси может быть применен отдельно для каждой фазы.
Эффективная проницаемость зависит от насыщенности преоблада­
ющей фазой, характеристик смачивания породы и геометрии поро­
вого пространства.
Подвижность фазы определяется смачивающими свойствами по­
роды-коллектора и площадью поперечного сечения каналов, содер­
жащих данную фазу. При одинаковой насыщенности смачивающей
и несмачивающей фазами проводимость породы для смачивающей
фазы меньше, чем для несмачивающей.
Зная насыщенность пористой среды фазами, можно определить
эффективную проницаемость для любой из этих фаз. С изменением
насыщенности пористой среды эффективная проницаемость т а к ж е
изменяется.
Эффективная проницаемость обычно измеряется в лабораториях
на небольших образцах породы при различном диапазоне насыщен­
ности. Для наглядности и простоты полученные лабораторные
данные представляют в виде значений относительной проницаемости.
Остаточная водонасыщенность и проницаемость
Некоторые исследователи (П. Джонс, 1947 и др.) считали, что
присутствие в пористой среде остаточной воды (погребенной или
связанной) совершенно не влияет на проницаемость. Однако опыты
165
А . А. Ханина (1958) показали, что при остаточном водонасыщении
проницаемость породы уменьшается.
Изучение керна при остаточной водонасыщенности показало,
что снижение газопроницаемости в интервале от 100 до 1000 мд
Проницаемость
Рис.
абсолютная,
мд
28. Г р а ф и к к о р р е л я ц и и а б с о л ю т н о й и э ф ф е к т и в н о й
газопроницаемости
при остаточной водонасыщенности д л я песчано-алевритовых пород.
и выше для сцементированных песчано-алевритовых пород и карбо­
натных пород с межзерновой пористостью составляет в среднем
около 1 1 % (рис. 28 и 29).
Интересно, что теретические расчеты, проведенные Л . С. Лейбензоном (1947) с целью установления скорости фильтрации для случая
шарообразных частиц диаметром 0,25 мм и толщиной пленки
0 , 0 0 1 мм, показывают снижение скорости фильтрации на 1 0 % .
Эта величина, установленная теоретическими расчетами, весьма
166
близка к величине, полученной А. А. Ханиным экспериментальным
путем (1958).
При абсолютной проницаемости пород меньше 100 мд, в особен­
ности при проницаемости 10 мд, наблюдается более резкое снижение
проницаемости при остаточной водонасыщенности, достигающее
6 0 — 7 0 % и более (рис. 28 и 2 9 ) .
Проницаемость абсолютная, мд
Рис.
при
29. С о о т н о ш е н и е м е ж д у а б с о л ю т н о й и э ф ф е к т и в н о й газопроницаемостью"
остаточной водонасыщенности д л я карбонатных
пород
с
межзерновой
п о р и с т о с т ь ю ( п о Б а г р и н ц е в о й и Х а н и н у , 1965).
1 — карбонатные породы перми и карбона Куйбышевской области; 2 — карбонатные
юры газового месторождения Учкыр.
породы
Обычно чем больше в породе содержится тонких пор, тем меньше
ее проницаемость и выше остаточная водонасыщенность.
П. Джонс (1947) приводит соотношение между абсолютной про­
ницаемостью и содержанием остаточной (погребенной по Джонсу)
воды для трех типов коллекторов: песков мелкозернистых, среднезернистых и крупнозернистых. Карбонатные породы (известняки,
доломиты) на графике Джонса соответствуют крупнозернистым
песчаникам.
П. Джонс для ориентировочного представления о содержании
погребенной воды рекомендует пользоваться графиком (рис. 3 0 ) .
167
С. Л . Закс (1953) указывает на несоответствие данного графика
с имеющимися фактическими данными как у нас в СССР, так и за
рубежом. К этому выводу прихо­
дят и другие исследователи.
Изучение остаточной водона­
сыщенности в карбонатных поро­
д а х показывает, что ее содер­
жание может быть
достаточно
большим и не соответствует гра­
фику П. Джонса.
Не
для
всех
коллекторов
имеется явная зависимость между
остаточной водонасыщенностью и
проницаемостью. Изучение оста­
точной водонасыщенности, прове­
денное А. А. Ханиным (1963) в кол­
лекторах газа и нефти ряда место-
U
WZH
WO 2 4 WOO
Проницаемость,
мд
WOOO
Р и с . 30. З а в и с и м о с т ь м е ж д у о с т а т о ч ­
ной водонасыщенностью
породы
и
проницаемостью
для
коллекторов
р а з л и ч н о г о т и п а (по Д ж о н с у , 1946).
J — пески мелкозернистые;
2 — пески
среднезернистые; 3 — пески крупнозерни­
стые известняки, доломиты.
рождении,
показывает,
что
в некоторых случаях в поро­
д а х , характеризующихся меж­
зерновой пористостью, можно
наблюдать зависимость между
проницаемостью и остаточной
водонасыщенностью. Однако эта
зависимость не носит общего
характера, для различных раз­
резов отложений, представлен­
ных даже однотипными по гра168
. 0
W
ZO
30 НО
Содержание остаточной
к объему пор
50 60
боды,%
Р и с . 31. З а в и с и м о с т ь соде р ж а н и я о с т а »
точной воды от проницаемости д л я раз­
личных
нефтегазоносных
песчаноалевритовых
п о р о д ( п о Х а н и н у , 1963,
1966).
1 — алевролиты глинистые абазинской свиты
Ахтырско-Бугундырского
нефтяного место­
рождения; 2 — алевриты хадумского гори­
зонта Северо-Ставропольского газового ме­
сторождения; 3 — песчаники мелкозернистые
угерской свиты газовых месторождений Угерско и Бильче-Волица; 4 — модели, составлен­
ные из песчано-алевритового материала квар­
цевого состава; 5 — алевролиты глинистые
картамышской свиты Шебелинского газового
месторождения; 6 — песчаники мелкозернистые
меловых отложений Газлинского газового ме­
сторождения (средние данные для горизонтов);
7 — песчаники мелкозернистые
газоконденсатного месторождения Русский Хутор; S —
песчаники мелкозернистые Усть-Балыкского
и Мегионского
нефтяных
месторождений;
9 — песчаники мелкозернистые мотской свиты
Марковского газоконденсатного месторожде­
ния; 10 — песчаники средне-.мелкозернистые
газовых месторождений Байрам-Али и Май­
ского; Il — рифовые пермские газоносные из­
вестняки ишимбайского типа Башкирского
Приуралья.
нулометрическому составу породами, она значительно различается
(рис. 31).
Из рассмотрения рис. 31 следует, что при наименьших значениях
проницаемости для всех приведен­
ных кривых наблюдается наибольшая
остаточная
водонасыщен­
ность и наоборот.
Как
правило,
зависимость
между логарифмом проницаемости
и содержанием остаточной воды
выражается приблизительно пря­
мой линией. Подобные соотноше­
ния
приводят
Маскет
(1953),
X . Велге и В . Б р у к (Welge, B r u c ,
1947).
С. Д . Пирсон (1958) приводит
график (рис. 32), изображающий
семейство кривых, которые выра­
жают зависимость
содержания
о
связанной воды в чистых песча­
Пористость
открытая,
%
никах от пористости для опреде­
ленных
значений
абсолютной Р и с . 3 2 . З а в и с и м о с т ь с о д е р ж а н и я ?
связанной
(остаточной) в о д ы в ч и ­
проницаемости.
стых песчаниках от пористости д л я
Фактические данные об оста­ ф и к с и р о в а н н ы х з н а ч е н и й п р о н и ц а е ­
точном водосодержании в поро­
м о с т и (по П и р с о н у , 1958).
дах-коллекторах газа и нефти да­
леко не всегда соответствуют графику С. Пирсона. Последний я в ­
ляется весьма ориентировочным. Однако для девонских нефтяных;
песчаников В о л г о - У р а л ь ской нефтегазоносной об­
ласти сходимость фактиче­
ских данных с графиком
С. Пирсона в ряде случаев,
оказалась достаточно близ­
кой. По данному графику
нельзя определить количе­
ство остаточной воды для
алевролитов в различной
степени глинистых, х а р а к in BVO 1000 теризующихся
пористостью более 2 5 — 3 0 % и про­
ницаемостью менее 30 мд.
На графике отсутствуют
Р и с . 33. З а в и с и м о с т ь м е ж д у о с т а т о ч н о й в о донасыщенностью
породы,
проницаемостью
кривые для пород с про­
и п о р и с т о с т ь ю к о л л е к т о р о в ( п о О р к и н у , 1955).
ницаемостью
свыше
1000 мд.
В основу графика К. Г. Оркина (1949) положен тот же прин­
цип (рис. 33), что и графика С. Д . Пирсона, однако результаты
5 Q
169*
получаются различные. В приведенных графиках (рис. 32 и 33) не
учитывается"литология пород, что приводит к неточности, а зачастую
и к большим ошибкам в определении содержания остаточной воды.
Относительная
проницаемость
Относительная проницаемость выражается отношением эффектив­
ной проницаемости к однофазной проницаемости образца породы.
Е е величина изменяется в пределах от нуля до 1.
Относительная проницаемость тесно связана с изучением сов­
местного течения в пористой среде нескольких несмешивающихся
между собой жидкостей, причем для них характерна относительная
независимость движения. Распределение и подвижность фаз в поро­
вой системе породы зависит от насыщенности и от смачивающих
свойств соответствующих фаз. В отношении смачиваемости порода
может быть гидрофобной или гидрофильной. Большинство породколлекторов гидрофильны. В случае их гидрофобности нефть может
иногда лучше смачивать поверхность поровых каналов в породе
и в силу этого вытеснять из них воду (песок Вилкокс месторожде­
ний Оклахома-Сити, частично гидрофобные пески Бредфорд третий,
Спрингер и Тенслип). В гидрофильных породах-коллекторах оста­
точная вода избирательно лучше смачивает стенки пор породы, чем
нефть. Имеются указания на то, что длительный контакт с нефтью,
особенно если она содержит легко адсорбируемые полярные ком­
поненты, может способствовать изменению смачиваемости породы
(Пирсон, 1961). По-видимому, ухтинские нефтяные песчаники из
Ярегского месторождения, а также некоторую часть хорошо прони­
цаемых чистых песчаников, слагающих пласты Д и Д
Туймазинского месторождения, также можно рассматривать как гидрофобные
или частично гидрофобные. Для них, как и для песчаника Вилкокс,
характерно содержание остаточной воды менее 1 0 % .
т
ц
Смачивающая жидкость при низкой насыщенности ею породы
обладает малой подвижностью. Несмачивающая фаза, занимающая
остальное пространство в поровых каналах, обладает большей
подвижностью.
Определение насыщенности керна фазами флюидов является
одной из наиболее трудных задач, которые приходится решать
при лабораторном определении эффективной проницаемости.
Некоторые из методов, которые пытались применять для опре­
деления насыщенности, перечислены в работе Т. Полларда и П. Рейхертса ( P o l l a r d , Reichertz, 1952). К ним относятся:
1) метод электросопротивлений для определения насыщенности
солеными пластовыми водами;
2) определение диэлектрической постоянной образца, содержа­
щего флюиды;
3) определение способности одной из фаз к поглощению рентге­
новских лучей (фазы, содержащей активно-поглощающее лучи
вещество);
170
4) определение радиоактивности одной из фаз, содержащей
радиоактивный материал;
5) измерение рассеяния быстрых нейтронов одной из движу­
щихся фаз;
6) гравиметрическое определение насыщения жидкостью в тех
случаях, когда присутствуют только две фазы и одной из них
является газ;
7) метод объемного баланса (измерение всех флюидов, входящих
в образец и выходящих из него в процессе эксперимента).
Опубликованные данные об относительной проницаемости отра­
жают движение главным образом двухфазных систем.
М. Леверетт (Leverett, 1940), основываясь на некотором подобии
кривых зависимости капиллярного давления от насыщенности для
многих естественных пористых сред, предложил общее уравнение,
описывающее эти кривые.
Исходя из принципа зависимости капиллярного давления от
пористости, поверхностного натяжения и некоторого характерного
размера пор, М. Леверетт ввел безразмерную функцию насыщен­
ности, которую он назвал /-функцией,
где / (q) — /-функция насыщенности q; p
s
Y
1
2
- удельная
отождествляемая
укладке
круглых
свободная
с
энергия
поверхностным
стержней
р
к
=
— капиллярное давление;
поверхности
натяжением
раздела ^ часто
при
кубической
; k — проницаемость;
т
—
пористость. В качестве квадрата характерного размера пор здесь
принято отношение проницаемости к пористости. Переход к безраз­
мерной функции / позволяет во многих случаях устранить различие
кривых зависимости капиллярного давления от насыщенности
и свести их к единой кривой (Коллинз, 1964). Д л я ряда рыхлых
песков это было показано М. Левереттом.
Предложенный М. Левереттом метод используется в теории моде­
лирования, основанной на понятии подобия (Седов, 1957). В связи
с конфигурацией кривых относительной проницаемости М. Л е в е ­
ретт (1940) различает три состояния насыщенности жидкостью
в пределах от нуля до 100%-ного заполнения порового пространства.
Первое состояние связано с равновесной насыщенностью, при
которой несмачивающая фаза становится подвижной. При очень
малой водонасыщенности, по-видимому, соответствующей состоянию
крепко и отчасти рыхло связанной воды, происходит образование
водных колец вокруг точек контакта зерен. Они называются подош­
венными кольцами и могут быть не связаны друг с другом. При этом
разность давлений или разность электрических потенциалов не мо­
жет быть передана от одного кольца к другому. По мере увеличения
171
насыщенности породы смачивающей жидкостью (водой) размеры
подвешенных колец увеличиваются до такого предела, при котором
они сливаются друг с другом, образуя сетку.
Насыщенность, при которой происходит этот переход, называется
равновесной насыщенностью для смачивающей фазы. Она может
рассматриваться как предельное значение остаточной насыщенности,
т . е. представляет собой ту минимальную насыщенность, которая
могла бы быть достигнута в процессе эксплуатации продуктивного
пласта, направленном на максимальное извлечение ценной смачива­
ющей фазы. В качестве примера можно привести организацию добычи
нефти из гидрофобного песка
100% газа
методом заводнения. Наоборот,
равновесную насыщенность по­
роды несмачивающей фазой рас­
сматривают как минимальное
предельное значение насыщен­
ности, которое не уменьшается
даже если происходит процесс
неограниченной
фильтрации
смачивающей фазы сквозь по­
ристую среду. Вытеснение нефти
водой из гидрофильных песча­
ных пород основано на явлении
равновесной насыщенности по­
род несмачивающей фазой.
Второе состояние насыщен­
Рис.
34.
Состав
трехфазного
потока
в п о р и с т о й среде в зависимости от н а ­
ности жидкостью характери­
с ы щ е н и я ф а з а м и ( L e v e r e t t , L e w i s , 1941).
зуется быстрым
увеличением
1 — область
преимущественно ^однофазного
относительной
проницаемости
течения; 2 — область преимущественно двух­
для несмачивающей фазы при
фазного течения; 3 — область трехфазного
потока.
очень
малом
увеличении
ее насыщенности выше зна­
чения равновесной насыщенности. При значении насыщенности
выше критической (фуникулярное состояние насыщенности по
Верслюису (Versluys, 1917) для смачивающей фазы (воды) при
условии перепада давления открывается непрерывный извилистый
путь движения. При одинаковой насыщенности смачивающей и не­
смачивающей фазами проницаемость породы для смачивающей
фазы меньше, чем несмачивающей. Это связано с тормозящим дей­
ствием, вызванным силами прилипания смачивающей фазы к твер­
дой поверхности породы, и извилистостью фильтрующих каналов.
Несмачивающая фаза, занимая среднюю часть поровых каналов,
при своем движении скользит по пленке смачивающей фазы (Пир­
сон, 1961).
Третье состояние насыщенности несмачивающей фазы характе­
ризуется величиной ее относительной проницаемости, близкой
к единице, несмотря на то, что насыщенность еще намного меньше
1 0 0 % . Это явление объясняется тем, что часть взаимосвязанного
172
дорового пространства почти не участвует в общей проводимости
пористой среды.
Отношение проницаемостей для газа и нефти входит во многие
расчеты, связанные с разработкой нефтяных залежей (вычисление
газового фактора, изучение движения отдельных фаз в многофазном
потоке и др.). Большинство исследований, связанных с определе­
нием относительной проницаемости, проводилось на колонках пе­
сков или на искусственных кернах (сцементированных песках).
Обычно эксперименты проводились на двухфазных системах нефть—
вода, нефть—газ, вода—газ.
М. Леверетт и В . Льюис (Leverett, Levis, 1941) провели экспе­
рименты по установившемуся движению в песках одновременно
трех фаз: нефти, воды и г а з а . Были использованы керосин, азот
и минерализованная вода. Опыты показали, что относительная
проницаемость является функцией только насыщенности смачи­
вающей фазы. При заданном значении смачивающей фазой при
осуществлении процесса дренирования будет занята одна и та
же часть пор пористой среды. Относительная проницаемость пори­
стой среды для газа и для нефти зависит от насыщенности всеми
тремя фазами.
Для определения насыщенности породы тремя фазами данные,
полученные М. Левереттом и В . Льюисом (1941), представляют
в виде треугольных диаграмм, на которые наносят линии постоянных
значений относительной проницаемости. Область насыщенности,
в которой возможно одновременное движение всех трех фаз, очень
невелика. На рис. 34 показаны области, в которых возможно дви­
жение одновременно одной, д в у х и трех фаз.
Область одновременного движения трех фаз расположена вблизи
точки, имеющей газонасыщенность 2 0 % , нефтенасыщенность 3 0 %
и водонасыщенность 5 0 % (рис. 3 4 ) .
Методы измерения относительной проницаемости
При измерениях фазовой проницаемости могут быть ошибки,
обусловленные граничным эффектом. Последний возникает вслед­
ствие нарушения капиллярных свойств системы на конце керна,
приводящего к накоплению смачивающей жидкости в этой зоне.
Это явление отражается на правильности результатов измерений
относительной проницаемости. Д л я устранения граничного эффекта
проводят измерения относительной проницаемости на участке керна,
достаточно удаленном от выходного конца; градиент насыщения
в испытуемом участке становится относительно малым и им можно
пренебречь. G этой же целью применяют высокие скорости фильтра­
ции, что позволяет сократить до минимума длину участка, на кото­
ром возникает градиент насыщения. Благодаря применению тонких
фильтров и регулированию капиллярного давления на концах
керна поддерживают однородное распределение насыщения во всем
объеме керна.
173
В с е методы определения относительной проницаемости можно
разбить на четыре группы: 1) динамические; 2) позволяющие со­
хранять капиллярное равновесие при измерениях; 3) стационар­
ной фазы; 4) вытеснения растворенным газом.
Динамические методы разделяются на следующие: метод смеж­
ных кернов; динамический метод однообразцовый; динамический
метод дисперсионного нагнетания; динамический метод вытеснения
газом.
М е т о д с м е ж н ы х к е р н о в (метод штата Пенсильвания)
основан на устранении граничного эффекта путем закрепления испы­
туемого образца между двумя другими, характеризующимися таким
же материалом и свойствами. Наиболее сложно при опыте достичь
контакта образца со смежными кернами без нарушения капилляр­
ного равновесия. Керн насыщают смачивающей жидкостью, и дают
ей фильтроваться с определенной скоростью. Затем пропускают
вторую фазу (газ) с весьма малой скоростью. После достижения
равновесия в системе определяют насыщенность керна путем удале­
ния его и взвешивания, после чего вновь помещают его в кернодержатель в прежнем положении. Далее скорость течения первой
фазы немного уменьшают, а скорость течения газа увеличивают
для сохранения существовавшего вдоль керна перепада давления.
При достижении равновесия вновь определяют насыщенность керна.
Опытные точки получают для построения всей кривой зависимости
относительной проницаемости от насыщенности (Osoba и др., 1951).
Шейдеггер' (1960) указывает на точность данного метода и одновре­
менно на сложность его применения.
О д н о о б р а з ц о в ы й д и н а м и ч е с к и й м е т о д (Osoba,
1951) связан с применением высоких скоростей течения жидкости
и г а з а , что исключает в значительной мере влияние граничного
эффекта. Порядок насыщения фазами и их движение более или
менее идентичны таковым в предыдущем методе. Наиболее сложно
при данном методе регулировать скорость течения фаз, кроме того,
границы скоростей фильтрации, при которых можно вести измере­
ния эффективной проницаемости для различных по своей структуре
пород, неопределенны.
Д и н а м и ч е с к и й
метод
д и с п е р с и о н н о г о
на­
г н е т а н и я в общих чертах аналогичен однообразцовому. Смачи­
вающая жидкость поступает в образец через дисперсионную секцию,
которая изготовляется из пористого материала, подобного опыт­
ному образцу. Диспергирование смачивающей фазы через секцию
позволяет данной фазе более равномерно поступать в опытный
образец по входному сечению. На выходном сечении дисперсионной
секции делаются радиальные канавки, через которые вводится
газ (Kichardson
и д р . , 1952).
При д и н а м и ч е с к о м
методе в ы т е с н е н и я
(про­
качивания) г а з о м в условиях нестационарного течения влияние
граничных явлений сводится к минимуму путем использования
высокой скорости течения. Однако расчет относительных прони174
цаемостей несколько затрудняется тем обстоятельством, что при
нестационарном течении газовый фактор и насыщенность меняются
в каждый момент времени вдоль образца (Hassler и др., 1936).
К методам, позволяющим сохранять капиллярное равновесие
между различными фазами в течение всего времени исследования,
относятся метод Хасслера (Hassler, 1944) и метод Хэффорда (Osoba
и др., 1951).
При м е т о д е
Х а с с л е р а контролируют капиллярное да­
вление на обоих концах образца, для чего образец помещают между
двумя мембранами, проницаемыми только для смачивающей фазы.
Полупроницаемая мембрана, плотно прижатая к керну, позволяет
измерять давление в нем по отношению к одной фазе. Давление
внутри смачивающей фазы передается через границу раздела мемб­
рана — керн непрерывно. Используя этот прибор, можно измерить
падение давления в каждой отдельно взятой фазе (вода, нефть,
газ), движущейся в исследуемом образце. Газ поступает в образец
через радиальные желобки на поверхности мембраны (диска)
и выходит из образца через такие же радиальные выемки, но уже
на другой мембране. Сквозь керн одновременно движутся обе фазы
при постоянном перепаде давления между ними во всех точках
образца, благодаря чему достигается равномерная насыщенность
фазами и устраняются граничные явления (концевой эффект).
В методе
Хэффорда
несмачивающая жидкость по­
дается прямо в образец, а смачивающая жидкость подается в образец
через полупроницаемую мембрану (диск), расположенную с одного
конца керна и пропускающую только смачивающую фазу. Разность
давлений между смачивающей и несмачивающей жидкостями служит
мерой капиллярного давления на входе образца.
Методы
с т а ц и о н а р н о й
ф а з ы (Leas и д р . , 1950;
Branson, 1951) основаны на том, что граничный эффект исключа­
ется путем поддержания в образце смачивающей фазы в стационар­
ном состоянии при помощи капиллярных сил. Движение осуще­
ствляется только несмачивающей фазой, поэтому относительная
проницаемость рассчитывается для нее.
Сущность м е т о д о в
в ы т е с н е н и я
растворенным
г а з о м (Stewart, 1953; Candl, 1951) заключается в том, что давле­
ние в образце, содержащем газированную нефть, снижается до тех
пор, пока из нефти не начнет выделяться г а з . Существуют две
разновидности данного метода:
1) ступенчатое снижение давления и фильтрация сквозь керн
дегазированной нефти (Candl, 1951);
2) вытеснение растворенным газом при непрерывном снижении
давления (Stewart, 1953).
Метод Кендла, связанный с определением относительной про­
ницаемости для нефти, основан на измерении скорости нагнетания
газированной нефти. Перепад давления в образце позволяет в ы ­
числить эффективную проницаемость для нефти в условиях пре­
имущественного насыщения керна газом. Далее дегазированная
175
нефть вымывается газированной нефтью, после чего серия измерений
проводится при более низком давлении. На кривой получают две
точки: одну при равновесной газонасыщенности и другую при расши­
рении газа до атмосферного давления (Пирсон, 1961).
Метод Стюарта, основанный на вытеснении растворенным газом
при непрерывном снижении давления, был разработан примени­
тельно к изучению относительной проницаемости керна карбонат­
ных пород больших размеров. Керны насыщают газированной
нефтью при давлении насыщения 140 am, после чего снижают да­
вление у выхода керна до выделения из него нефти и газа. Снижение
давления доводят до момента достижения в керне перепада 1,4 am,
поддерживая его до момента уравнивания давления на выходе
из керна с атмосферным. Поддержание сравнительно высокого
перепада давления в керне необходимо для устранения конце­
вого эффекта.
Определение
абсолютной
и
относитель­
ной
проницаемости
путем
и с п о л ь з о в а н и я
д а н н ы х
к а п и л л я р н о г о
давления.
В последнее время установлена возможность расчета относитель­
ной проницаемости образцов пород по кривым капиллярного давле­
ния, полученным при лабораторном анализе кернов. Кривые капил­
лярного давления строят на основании опытных данных — насы­
щенности опытных образцов пород жидкостью и давления вытесне­
ния жидкости из поровой системы.
В . Роуз (Rose, 1949), И. Гаррингтон (Harrington, 1949), И. Гейтс
и В . Лиц (Gates, L e i t z , 1951), В . Перселл (Purcell, 1949), И. Особа
(Osoba, 1951), С. Пирсон (1961), Д ж . Амикс, Д . Б а с е , Р . Уайтинг
(1962) и другие исследователи показали пути использования данных
капиллярного давления для расчета к а к абсолютной проницаемости,
так и относительной проницаемости керна пород, что позволяет
ускорить определение относительной проницаемости. Все теории
относительной проницаемости основываются на капиллярных мо­
делях или на теории И. Козени. В силу этого они подвержены обыч­
ным ограничениям теории гидравлического радиуса.
В . Перселл (Purcell, 1949) предложил уравнение для расчета
проницаемости по характеристикам пор породы.
P=O
где к — проницаемость в мд; р — поверхностное натяжение в дин/см;
0 — у г о л смачивания; т — пористость в долях единицы, р — доля
общего объема пустот системы, занятая жидкостью, содержащейся
в керне или вытесняемой из него, в долях единицы; р — капилляр­
ное давление в am; L — лито логический коэффициент, в среднем
равный 0,216. Обычно он возрастает с увеличением проницаемости.
По данным M-. Рикмана (Rieckmann, 1963), для пород с проницаК
176
емостыо 5 мд литологический коэффициент следует принимать
равным 0 , 0 7 1 .
Предположив, что угол смачивания ртутью твердой поверх­
ности равен 140°, а поверхностное натяжение для ртути 480 дин/см,
В . Перселл (1949) упростил приведенное выше уравнение примени­
тельно к данным капиллярного давления, получаемым методом
нагнетания ртути
где L — литологический коэффициент, учитывающий проницаемость
за счет извилистости каналов; р — д о л я объема пор, занятых ртутью,
в %.
В . Перселл (1949) приводит данные, которые показывают, что
измеренные и вычисленные значения проницаемости в общем до­
статочно хорошо соответствуют друг другу. К этому же приходит
и М. Рикман (Rieckmann, 1963).
Н. Бурдайн и др. (Burdine, J o u r n a y , Reichertz, 1950) пред­
ложили уравнение для определения проницаемости, основанное
на аналогии пористой среды с пучком капиллярных трубок
где т — пористость в долях единицы; Др — приращение насы­
щенности ртутью; r — радиус пор, заполненных ртутью, в см;
х\ — коэффициент перехода к системе с более сложной геометрией
пор, называемый делящим коэффициентом.
рт
t
Уравнения В . Персе л ла и Н. Бурдайна используют при вычисле­
нии относительной проницаемости. Т а к , по В . Персе л лу выражение
для эффективной проницаемости смачивающей фазы к
представ­
лено в следующем виде:
эсф
Относительная проницаемость смачивающей фазы в случае по­
стоянного литологического коэффициента составит
*2 Заказ 2211.
177
Относительная проницаемость несмачивающей фазы равна
к
0
НС
Ф
P=I
Г
J
Jp-
P=O
И. Фэтт и X . Дикстра ( F a t t , Dykstra, 1951), используя у р а в ­
нение В . Перселла вывели выражение для относительной проница­
емости, исходя из того, что литологический коэффициент L является
функцией насыщенности. Литологический коэффициент предста­
вляет собой поправку на отклонение действительной длины пути
движения потока от длины образца пористой среды.
где г — радиус поры; а и в — постоянные величины для данной
пористой среды.
Тогда уравнение для относительной проницаемости смачива­
ющей фазы примет вид
Рсф
о
где в — поправочный коэффициент, учитывающий отклонение дей­
ствительного пути движения потока от длины испытуемого образца
породы; р — насыщенность.
И. Фэтт и X . Дикстра, предположив в — V , упростили у р а в ­
нение, которое приняло следующий вид:
2
И. Гейтс и В . Лиц (Gates, L i e t z , 1950) приняли в = 0.
Ряд исследователей пришли к выводу, что постоянная в не может
быть одинакова для всех типов материала. Поэтому, по мнению
А. Шейдеггера (1960), ее надо рассматривать, как один из неопре­
деленных факторов, обычных в теориях гидравлического радиуса.
178
При расчете относительной
понятие извилистости
проницаемости
Н. Бурдайн
ввел
где T ф — относительный коэффициент извилистости смачивающей
фазы, равный отношению коэффициента извилистости пор т при
насыщении пористой среды одной фазой к коэффициенту изви­
листости для смачивающей фазы т в случае, когда в пористой среде
находятся две фазы.
0
0
сф
Относительная проницаемость для несмачивающей фазы выра­
жается, как и у В . Перселла, однако перед отношением интегралов
введен относительный коэффициент извилистости в квадрате Тосф.
Для определения извилистости используют формулу В . Роуз
и М. Вилли (Rose, W y l l i e , 1949)
где х — извилистость (соотношение между видимой и истинной вели­
чиной длины пути или между самым узким и самым широким участ­
ками канала); т — пористость; ф — коэффициент относительного
сопротивления породы (по Арчи ф = тг , здесь п — показатель
степени по Г. Арчи, изменяющийся от 1,3 до 2,2 в зависимости
от степени уплотнения песчаной породы).
п
Типовые значения коэффициента относительного сопротивления
породы приведены в табл. 15. Д л я использования формулы расчета
относительной проницаемости необходимо знать характер кривой
капиллярного давления, по которой оба интеграла могут быть
определены графически.
Т а б л и ц а
15
Типовые значения коэффициента относительного сопротивления породы
(по
Г.
Арчи,
1950)
Пористость
т
Порода
Н е у п л о т н е н н ы й песок
Песчаник рыхлый
Песчаник слабоуплотненный
Песчаник среднеуплотненный
Песчаник сильно уплотненный
1942,
. . . .
. . .
. . .
0,40—0.30
0,25
0,20
0.15
<0.10
Коэффициснт
Показатель
относительного степени Арчи
сопротивления 9
п
3.5—4,8
7,8-8,0
13—15
30—37
> Ю 0
1,3
1,4-1,5
1,6—1,7
1.8—1,9
2,0—2,2
Обзор теоретических исследований, посвященных изучению отно­
сительной проницаемости, дан А. Шейдеггером (1960).
12*
179
Вытеснение нефти
Вытеснение нефти из пласта в значительной мере определяется
величиной ее критического насыщения, отождествляемой с величи­
ной остаточной нефтенасыщенности. Величина критического насы­
щения зависит от характера относительной проницаемости пористой
среды для нефти и воды. Ниже критического насыщения нельзя
снизить нефтенасыщенность породы в системе нефть—газ. Поэтому
нефтеотдачу в продуктивном пласте при водонапорном режиме
нельзя довести до 1 0 0 % .
Д л я суждения о промышленных запасах нефти необходимо знать
величину коэффициента нефтеотдачи, характеризующего отношение
между количеством нефти, которая может быть добыта, и количе­
ством нефти, содержащейся в породе. Промышленные запасы обу­
словлены разностью между начальной и коночной нефтенасыщенностью пластов.
В лабораторных условиях коэффициент нефтеотдачи обычно
определяют на модели пласта, получая при этом максимальную
величину путем воздействия на нефть каким-либо вытесняющим
агентом. Чаще всего модели представлены изотропной пористой
средой, значительно отличающейся от естественно-структурных
характеристик пород пласта, в силу чего нефтеотдача реального
пласта всегда меньше величины нефтеотдачи по лабораторным
данным. Вопросы нефтеотдачи и газоотдачи являются особой об­
ластью знаний и решаются специалистами по технологии добычи
нефти и газа.
Ниже приводим ряд формул, пользуясь которыми можно опре­
делить коэффициент нефтеотдачи. В нефтяных залежах с волюметрическим режимом (упругогазовый режим) по мере отбора нефти
поровая система пород-коллекторов замещается газом. В этих усло­
виях коэффициент нефтеотдачи д
будет равен
а0
4
п
(1-а„-<?г)
P'
где q — коэффициент нефтеотдачи в долях единицы объема; а —
остаточная водонасыщенность в долях порового объема; q — коэф­
фициент газонасыщенности; |3' и |3" — коэффициенты пластового объема
нефти соответственно в условиях конца и начала разработки залежи.
При разработке нефтяных пластов с водонапорным режимом
обычно не наблюдают значительного снижения пластового давления.
Если пластовое давление поддерживается заводнением на перво­
начальном уровне, то в этих условиях в нефтяной зоне не будет
происходить насыщение свободным газом. Тогда коэффициент нефте­
отдачи равен
tl0
м
r
„
_
1 а 0
где а
— насыщенность
воды в продуктивный
п 0
180
1 —а»
—
1 - а
а
н о
ю
породы остаточной нефтью после закачки
пласт.
Количество нефти, которое можно получить вытеснением водой
и за счет истощения энергии г а з а , будет соответствовать разности
между первоначальной и остаточной нефтенасыщенностыо с поправ­
кой на явление усадки
a
- J J L
Уно
—
р
А
-
"-но"
1
-
- " "
р
g
"-но'
где а — первоначальная нефтенасыщенность; а — остаточная неф­
тенасыщейность (определяется по керну); a — остаточная водо­
насыщенность; [5 — коэффициент пластового объема насыщенной
нефти.
Это уравнение, по данным М. Маскета (1953), можно использо­
вать для подсчета суммарной добычи, получаемой при гидравли­
ческом напоре или нагнетании воды в пласт, принимая, что допол­
нительный процесс выделения газа и падения давления, в процессе
подъема керна на дневную поверхность вытесняет только воду,
но не отражается на количестве оставшейся нефти после промывки
керна буровым раствором.
А. А. Трофимук (1955) также указывает на возможность исполь­
зования данных об остаточной нефтенасыщенности кернов для
расчета коэффициента нефтеотдачи.
По М. Маскету (1953) данные анализа кернов показывают, что
это допущение верно только для пород с низкой проницаемостью,
тогда как для кернов, обладающих высокой проницаемостью, оно
дает значительную ошибку.
М. Ф . Мирчинк (1946) указывает, что определение коэффициента
нефтеотдачи в лабораторной обстановке вызывает большие труд­
ности, связанные с тем, что в лабораторных условиях вследствие
малой длины образцов породы применяемые давления, несмотря
на свою малую абсолютную величину, намного превышают пере­
пады давлений, существующие при эксплуатации нефтяных пластов.
Нефтеотдача при истощении давления при выделении газа из
раствора по М. Маскету будет равна
^ = ^ = ^ ­ ( 1 ­ ¾ ­ ^ ) ,
к
н 0
w
где д„о — нефтеотдача при истощении растворенного газа; a — о с ­
таточная водонасыщенность; р — коэффициент пластового объема
насыщенной нефти; q — коэффициент газонасыщенности.
Таким образом, определение нефтенасыщенности, газонасыщен­
ности и отдачи в значительной мере зависит от установления содер­
жания остаточной воды.
w
r
Диффузионная
проницаемость
Жидкости смешиваются в случае, если поверхностное натяжение
между двумя жидкостями равно нулю. При этом молекулы одной
жидкости могут диффундировать в другую. Этот процесс проис­
ходит самопроизвольно.
181
Проницаемость среды для жидкости под действием перепада
давления может увеличиваться при условии, если жидкость раство­
ряется и переносится в результате диффузии по направлению гра­
диента концентрации из-за разности давлений, а также в случае,
если жидкость адсорбируется на внутренних стенках пор и пере­
носится при диффузии по направлению градиента концентрации
(Шейдеггер, 1960). В приведенных примерах возникает явление
диффузии жидкости в твердом теле, описываемое уравнением диффу­
зии. Вместо общего течения растворов или газовой смеси наступает
диффузия отдельных ионов или молекул. Процессы переноса ве­
щества за счет диффузии имеют большое значение для диагенети­
ческих преобразований.
В случае явлений адсорбции движение жидкости через пористую
среду происходит в поверхностных частях адсорбированных слоев.
В данном случае поверхностное течение рассматривается как явле­
ние диффузии по направлению градиента концентрации. В случае,
если капиллярная конденсация играет главную роль, то преобла­
дает иной механизм движения.
Капиллярная конденсация должна происходить под действием
капиллярного потенциала, выраженного как отрицательное давле­
ние или натяжение, которое должно быть приложено к массе жид­
кости с целью уменьшения давления ее пара до давления конден­
сата. Величина этого давления определяется конечной формулой
где р — давление к о н д ^ ^ л ^ ,
«
— давления на концах об­
разца рассматриваемой пористой среды.
Течение капиллярного конденсата П. Карман (Carman, 1952)
рассматривает как реальное вязкое течение под действием разности
давлений капиллярного конденсата на концах образца.
В природных условиях различают диффузию одного газа в дру­
гом, диффузию газа или паров нефти в воде, диффузию газа и нефти
в веществе породы, диффузию газа в нефти и др. (Соколов, 1965).
Диффузионный перенос вещества в изотропной среде подчи­
няется закону Ф и к а . Молекулярный поток через плоскость согласно
закону Ф и к а будет зависеть от разности концентраций по обе сто­
роны плоскости. Согласно первому закону Фика
где dn — число молекул данного вида, пересекающих площадку А
в единицу времени dt при градиенте концентрации С в направлении
возрастания х, или иначе скорость перемещения на единицу попе­
речного сечения породы, измеренная в мол/сек • см ; С — кон­
центрация молекул данного вида в единице объема, или падение
концентрации, в мол/см*;
D' — множитель, называемый коэффи­
циентом диффузии или константой диффузии, выраженной в системе
2
182
СГС в см /сек для соответствующей породы и соответствующего в е ­
щества.
Коэффициент диффузии D' не остается строго постоянным. Он
зависит от абсолютной температуры и в определенной мере от кон­
центрации. Однако в большинстве случаев в каждой данной задаче
коэффициент D' принимают постоянным. Тогда между С и х имеется
линейная зависимость. Коэффициент диффузии обратно пропорцио­
нален общему давлению г а з а , поскольку соответственно уменьша­
ется длина свободного пути молекул в газе. В связи с этим в раз­
реженных г а з а х диффузия происходит быстрее, чем в с ж а т ы х .
2
Существует зависимость вида D' = ~D,
показывающая, что коэф­
фициент диффузии D', измеренный в породе, прямо пропорционален
коэффициенту диффузии D в чисто газовом или жидком объеме
и обратно пропорционален коэффициенту ф, характеризующему
препятствие, испытываемое свободной диффузией из-за особенно­
стей структуры порового пространства, удлиняющего ее путь. Кроме
того, только часть порового пространства породы участвует в про­
цессах диффузии. Коэффициент ф прямо пропорционален коэффи­
циенту извилистости т порового пространства и обратно пропор­
ционален пористости. Величина ф, рассматриваемая как коэффи­
циент относительного сопротивления, может быть измерена, исходя
из диффузии ионов в электрическом поле чистого раствора и затем
в поровом пространстве пород (Энгельгардт, 1964). Для этого изме­
ряют удельное электрическое сопротивление образца породы
R,
насыщенного раствором электролита; удельное сопротивление рас­
твора электролита в свободном пространстве равно п. Следовательно
0
По В . Энгельгардту, объемная диффузия в неуплотненных песках
протекает в 3—4 раза медленнее, чем в свободном пространстве,
в более уплотненных песчаниках в 10—15 раз медленнее и в сильно
уплотненных песчаниках более чем в 100 раз медленнее, чем в сво­
бодном пространстве.
Часто диффузию вещества характеризуют потоком массы в еди­
ницу времени dmldt. Тогда закон Ф и к а можно записать в виде
где D = pD' — коэффициент диффузии в г/см • сек (здесь р — плот­
ность всего вещества в г / C M ; D' — коэффициент диффузии в см /сек);
С — концентрация молекул, равная отношению массы диффундиs
рующего вещества к массе всего вещества
2
здесь M —
молекулярный вес диффундирующего вещества, L — число Авогадро
183
В произвольном многомерном случае закон Фика
(Коллинз, 1964) в виде
т =
—DyC,
выражается
где т — вектор плотности потока массы (вектор скорости диффузии),
его проекция на нормаль к данной площадке равна количеству
массы, протекающему в единицу времени через единицу площади
поверхности в направлении нормали; D — коэффициент диффузии
в г/см • сек; у С — вектор градиента концентрации.
Механизм диффузионного проникновения газа или нефти через
глинистые и другие пласты пород, поры которых целиком заполнены
водой, приведен в работе В . А. Соколова (1965). При диффузии
газов в воде коэффициент диффузии D = 1,3—2,2 • 1 0 "
см /сек
и при диффузии одних газов в других D = 0,08—0,23
см /сек.
Значение D для водорода значительно больше, чем для углеводо­
родных газов, кислорода, углекислого газа и некоторых других,
и составляет по В . А. Соколову (1965) при диффузии в азоте или
гелии около 0,7 см /сек. По данным того же автора при диффузии
газов через влажные глины D = 10~ — 10" см /сек.
П. Л . Анто­
новым (1954) было показано, что значения D для разных пород имеют
более широкий диапазон, от Ю до 1 0 " см 1сек и ниже. Коэффициент
сорбции или растворимости г а з а для изученных пород колебался
от 1,0« Ю до 4 , 3 - 1 0 ~ и в отдельных случаях составлял 0 , 3 3 — 1 , 9 .
Величина коэффициента диффузии различных газов для одной
и той же породы не одинакова, она больше для газа с меньшим
молекулярным весом.
Изучение кудиновских глин на диффузионную проницаемость
различных по молекулярному весу углеводородных газов, прове­
денное П. Л . Антоновым, показало, что метан (M = 16) характери­
зуется коэффициентом диффузии 3,95 • 1 0 " см /сек,
этан (M =
= 30) — 3,50 • 1 0 ~ см /сек, пропан (M = 44) — 2,67 . 1 0 ~
см /сек,
бутан (M = 58) - 2,48 • 10"« см /сек.
При свободной диффузии газов значения D уменьшаются по
мере увеличения молекулярного веса газа в соответствии с законом
Грема:
5
2
2
2
6
- 3
- 1
7
7
2
2
4
6
6
2
2
6
2
2
D
2
У
М'
г
где D и D — коэффициенты диффузии двух газов; M
молекулярные веса.
1
2
1
и M
2
— их
Рассматривая вопрос о масштабах диффузии газов, П. Л . Анто­
нов пришел к выводу, что для ее характеристики, кроме коэффи­
циента диффузии D, определяемого из первого уравнения Ф и к а
для одномерной диффузии, необходимо знать и величину другого
коэффициента {3, характеризующего растворимость мигрирующего
газа в проницаемом веществе в условиях, при которых протекает
миграция. Коэффициент P П. Л . Антонов называет коэффициентом
184
газовой емкости. Коэффициенты D и P также называются
знойными параметрами для данного газа и проницаемой .
На основании проведенных исследований П. Л . Антоне
в закон диффузии Фика ряд поправок, так как во многих не
диффузия газов, например метана, протекает с замедленным .
дом, с полным или частичным затуханием.
Дифференциация газов на миграционно способные и прочно
связанные полнее объясняет сложный процесс диффузии. В резуль­
тате изменения температуры, давления, влажности часть г а з о в ,
находящихся в стадии прочно связанных, может перейти в катего­
рию миграционно способных. Скорость диффузионного
потока
П. Л . Антонов (1954) называет диффузионной проницаемостью.
В . А. Соколов (1965) приводит примеры величины диффузион­
ного потока, рассчитанного по данным коэффициентов диффузии
и сорбции, идущего из скоплений газа и нефти через окружающие
породы. Как оказалось, величины диффузионного газового потока
за геологическое время при значениях D — 1 0 ~ — 1 0 ~
весьма
значительны. Для наиболее простого случая одномерной диффузии
газа в однородной среде П. Л . Антоновым (1964) была вычислена
дальность диффузионного проникновения газов из залежи. Кон­
центрация С мигрирующего газа в породе на расстоянии z от залежи
равна
6
7
где D — коэффициент диффузии; P — газовая емкость пород по­
кровной толщи; P — газовая емкость породы, содержащей залежь
газа; C — концентрация газа в залежи; T — время с момента
начала процесса диффузии.
0
0
При значении D — 1 0 ~ см /сек дальность диффузии для метана
составит 1,1 км за 10 млн. лет, если иметь в виду как признак диф­
фузионного проникновения возникновение концентрации С, равной
1•1O см газа в 1 см породы (Соколов, 1965).
В природных условиях кроме диффузии происходят и другие
процессы миграции, которые могут изменить дальность диффузион­
ного проникновения. В очень тонкопористых системах адсобция
молекул или ионов на стенках пор оказывает значительное воздей­
ствие на молекулы или ионы, содержащиеся в свободном поровом
объеме.
Поведение раствора электролита по отношению к глинистым
породам в значительной степени определяется равновесием катионного объема, при котором происходит преимущественное связывание
катионов, так как глины несут на поверхности частиц отрицательные
заряды. Обменная емкость глин характеризуется числом обменных
катионов, выраженным в мг-экв на 100 г глины. Обменная способ­
ность зависит от внешних условий, прежде всего от рН раствора.
Каолиновые и гидрослюдистые глины характеризуются обычно
7
-5
3
2
3
185
обменной емкостью 1 0 — 4 0 мг-экв на 100 г и монтмориллонитовые
и вермикулитовые глины емкостью 80—150 мг-экв на 100 г.
При фильтрации воды через глины нарушается закономерность»
выражающаяся уравнением Дарси (Роза, 1953). Движение воды
через глины может происходить в том случае, если градиент превы­
сит величину начального градиента.
В . А. Приклонский (1955) объясняет начальный градиент повы­
шенной вязкостью гидратного слоя вокруг глинистых частиц, затруд­
няющей движение воды в порах породы. При постепенном увеличении
градиента движением охватываются молекулы воды гидратного
слоя, все более близко расположенные к поверхности грунтовых
частиц, а коэффициент фильтрации возрастает. После достижения
градиентом определенного значения жидкость движется по сечению
поровых каналов за вычетом мономолекулярного слоя крепко свя­
занной воды.
По данным С. А. Роза (1953), коэффициент фильтрации изучен­
ных им глин составляет 0 , 4 0 - 1 0 ~ см/сек и уменьшается с возраста­
нием степени уплотнения глин.
Тормозящее действие глин для диффузии анионов возрастает
с повышением их обменной способности, уменьшением пориетости
глин и понижением концентрации растворов электролита. Катионы
мигрируют через глину благодаря диффузии. С диффузионным
перемещением солей связано противоположно направленное осмоти­
ческое перемещение самой воды (Рельтов и Новицкая, 1954, 1955).
Выравнивание концентраций поровых вод, содержащихся в гли­
нах-покрышках, вызвано осмотическим передвижением воды в напра­
влении, противоположном диффузионному перемещению солей. Для
глинистых покрышек I X и X продуктивных горизонтов (в особен­
ности) газового месторождения Газли это перемещение солей скорей
всего происходит в направлении от глины к контурным водам, тогда
как менее минерализованные контурные воды (катионы) поступают
в глины — покрышки.
Процесс диффузии ионов в породе подчиняется закону Ф и к а ,
и коэффициент диффузии определяется по формуле
8
где к' — коэффициент диффузии; t — время; tg а — угловой коэф­
фициент прямой.
Исследования показывают, что чем больше в породе содержится
свободной воды, тем выше осмотическая скорость перемещения ее
из менее засоленных участков породы к более засоленным при
прочих равных условиях.
Опыты Н. П. Затенацкой (1963) показали для аральских глин
при влажности 2 4 % и пористости 4 0 % среднее значение коэффициента
диффузии Cl" 0,31 см /сутки и для чеганских глин при влажности
2 9 % и пористости 4 2 % — 0 , 2 4 см /сутки
(расстояние от солевого
экрана при опыте составляло от 1,5 до 8,5 см). При рассмотрении
2
2
186
диффузии газов в весьма тонкопористой системе горных пород было
замечено, что различные газы перемещаются в тонкопористых поро­
дах с неодинаковой скоростью, так к а к они по-разному адсорби­
руются стенками поровых каналов. Адсорбционная связь по-разному
препятствует диффузии различных молекул. Исследования, прове­
денные над течением и диффузией газов через тонкопористые среды,
показали, что диффузия на граничной поверхности в ряде случаев
может быть сравнительно большой и даже превысить объемную диф­
фузию в свободном газовом пространстве порового объема (Carman,
1956).
Коэффициент диффузии в пограничном поверхностном слое
в значительной степени зависит от интенсивности покрытия поверх­
ности адсорбированными молекулами предпочтительно с незначитель­
ной энергией связи. Он возрастает в процессе достижения мономоле­
кулярного слоя и далее увеличивается при образовании последу­
ющих адсорбционных слоев.
В хорошо проницаемых породах можно выделить из текущих
газовых смесей адсорбируемые газы. Сорбционные измерения чаще
всего проводятся весовым или объемным методами с применением
высокого вакуума. Изучение сорбционной способности образцов
горных пород малого объема обычно проводят объемным методом.
Он основан на точном учете количества г а з а , поступающего в сор­
бент при определенном давлении, и последующем измерении давле­
ния газа, пониженного в результате сорбции (Багринцева, Козловцева, 1964). Сорбция резко возрастает с увеличением давления
и достигает предельного значения при давлении 100—150 am.
В породах с низкой проницаемостью для вязкого и кнудсеновского течений остаются подвижными лишь адсорбируемые газы
и пары благодаря их диффузии в пограничном поверхностном слое
(Энгельгардт, 1964). Неадсорбируемый газ в таких породах практи­
чески неподвижен. Первоначально единая смесь газов в результате
адсорбции и диффузии на граничной поверхности разделяется в той
или иной мере на составные компоненты, что часто можно наблю­
дать в вертикальном разрезе отложений какого-либо нефтегазонос­
ного района.
Глава
VII
ГЕОМЕТРИЯ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА Г О Р Н Ы Х ПОРОД
КАК КРИТЕРИЙ ОЦЕНКИ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ
Общие сведения
Способность пористых систем пропускать через себя жидкие
и газообразные флюиды, содержание и распределение этих фаз
в поровом объеме, электрические и другие свойства в значительной
мере предопределяются особенностями геометрии порового про­
странства и прежде всего распределением поровых каналов.
Геометрия порового пространства обусловливает различия в филь­
трации пород. При разработке месторождений недостаточно опери­
ровать известными стандартными параметрами проницаемости / с
и пористости т, так как необходимо иметь представление о харак­
тере распределения поровых каналов в теле породы, сведения о сече­
ниях каналов и их содержании.
В последние годы фактору распределения поровых каналов уде­
ляется большое внимание, особенно при изучении и оценке газои нефтесодержащих пород, а также при оценке газо- и нефтедобычи.
Сведения о геометрии поровых пространств в совокупности с дан­
ными литологического анализа в значительной степени дополняют
представления о палеогеографической обстановке в век накопления
осадков, послуживших в дальнейшем коллекторами для нефти
и газа.
Автор данной книги совместно с сотрудниками в последние
годы провел ряд экспериментальных и теоретических работ, посвя­
щенных изучению геометрии поровых пространств, преимущественно
пород-коллекторов г а з а , что позволило ему суммировать накоплен­
ный опыт.
нр
Исследование геометрии порового пространства
Пористая среда характеризуется рядом величин. К ним относят
пористость общую и открытую (взаимосвязанное поровое простран­
ство), размер пор и их распределение, извилистость поровых каналов
и удельную внутреннюю поверхность.
188
Виды пористости были рассмотрены ранее (см. г л . I I I ) . Ниже
приводятся методы, применение которых позволяет в той или иной
степени выяснить особенности строения пустотного пространства.
При исследовании структур поровых пространств используют
прямые и косвенные методы. К прямым методам относят следующие:
а) рентгеновских лучей; б) исследование полированных поверхностей
пород; в) изучение плосконараллельных препаратов из пород,
пропитанных пластмассами; г) изучение микрофотографий; д) изу­
чение поверхностей пород, пропитанных люминофорами. В группу
косвенных методов входят следующие: а) основанные на использова­
нии течения жидкости; б) адсорбционные; в) капиллярных давлений;
г) ультразвукового прослушивания и др. Первые два косвенных
метода связаны с определением удельной поверхности; третьим мето­
дом пользуются при выяснении распределения размеров пор в поро­
вом объеме и последним — при выяснении наличия трещин.
Прямые
Метод
методы
п р о с в е ч и в а н и я
лучами
Р е н т г е н а
Для получения рентгеновского снимка порового пространства
исследуемого образца сначала из него выпиливают пластинки толщи­
ной 1 см, затем их неоднократно пропитывают насыщенным раство­
ром бариевых солей ( B a C l ) и просушивают. После сушки тщательно
притертую пластинку породы приклеивают раствором целлулоида
в ацетоне к тонкому алюминиевому листку и просвечивают ^-лучами.
На фотографической пленке против пустот получаются темные очер­
тания (на позитивном отпечатке). Рассматривая под бинокуляром
такой рентгеновский снимок, можно судить о структуре поровых
пространств изучаемой породы. Способ этот особенно хорош при
исследовании структур крупных поровых пространств в виде каверн,
трещин и пр. Сульфаты кальция (CaSO ) служат экраном для
я-лучей, в связи с чем исследуемые образцы пород не должны содер­
жать значительных включений гипса и ангидрита.
2
4
Метод
изучения
п о л и р о в а н н ы х
п о в е р х н о с т е й
Образец исследуемой породы размерами приблизительно 7 X
X 7 х 4 см, предварительно очищенный от битуминозных веществ,
проваривается в канадском бальзаме, окрашенном нигрозином,
после чего шлифуется и полируется. Полированная поверхность
пропитывается смесью вазелина и мела; после удаления остатков
смеси поверхность рассматривается под бинокуляром в отраженном
свете. Взаимосвязанное поровое пространство, заполненное окрашен­
ным канадским бальзамом, в отраженном свете кажется черным;
замкнутые пустоты, заполненные мелом, выделяются своей яркобелой окраской. Вычисляя с помощью интегратора или окулярной
линейки отношение площадей сечения черных и белых каналов,
189
можно судить о поровом пространстве сообщающихся и замкнутых
пор и их соотношении. Наилучший результат получен для каверноз­
ных известняков и доломитов.
Метод изучения п л о с к о п а р а л л е л ь н ы х
пре­
паратов
из
пород, п р о п и т а н н ы х
пластмас­
сами.
Выше сообщалось о методах изучения пористости путем заполне­
ния порового пространства окрашенной бакелитовой смолой или
другими веществами. Из пропитанного окрашенным пластиком об­
разца породы изготовляют шлиф и исследуют под микроскопом.
Структура взаимосвязанного порового пространства, заполненная
пластиком, определяется очертаниями площадей окрашенного пла­
стика (Авдусин, Цветкова, 1938; Теодорович, 1942; Чокли и д р . ,
1949; Орлов, Малинин, 1962 и др.).
Метод
изучения
микрофотографий
связан
с определенными подсчетами пустотного пространства. Он изложен
в главах I I I и VI.
М е т о д и з у ч е н и я п о в е р х н о с т е й пород, про­
питанных люминофорами (капиллярная
про­
питка)
Метод капиллярной пропитки люминесцирующими жидкостями
используется для выяснения характера строения порового простран­
ства, сообщаемости трещин. Применение его не требует специального
оборудования и может быть легко осуществлено в лабораторных
условиях.
Составы люминесцирующих жидкостей, применяемых при опы­
тах, обычно весьма разнообразны. В опытах К. И . Бнгринцевой
использовался люминофор, состоящий из смеси ( в % ) керосина —
6 4 , 5 ; бензина — 10; нориола — 25; эмульгатора ОП-7 —- 0,5. Цвет­
ной раствор состоял из следующих компонентов ( в % ) : керосина — 79;
бензола — 20; С у д а н а — 1. Опыт заключается в следующем. Образцы
горной породы кубической формы вакуумируются в течение 6 ч
при разряжении около Ю мм рт. ст., после чего насыщаются
люминофором под вакуумом. Насыщенные образцы извлекаются
из канны. С поверхности их удаляется люминофор путем обработки
в теплой в о д е . После нахождения на воздухе в течение 10 мин
об­
разцы пород помещают в среду сухого тонко измельченного порошка
окиси магния, что в дальнейшем способствует более четкому изобра­
жению трещин и полостей на фотоснимке. Люминесцентная жидкость,
заполнившая внутреннее поровое пространство образца, по трещи­
нам и порам поднимается к его поверхности. После пропитки люми­
нофором образцы просматриваются в ультрафиолетовом источнике
света под ртутно-кварцевой лампой П Р К - 4 . Фотографирование осу­
ществляется аппаратом «Зенит» на пленку чувствительностью 65 ед.
при выдержке 30, 45 и 60 сек. Обычно метод люминесцентной про­
питки в том виде, в котором он описан выше, используется в лабора­
тории как качественный. Однако Ю. Б . Меклер (1966) показал воз­
можность получения этим методом порометрической кривой.
- 3
190
Использовав принцип пропитки люминофором, Ю. Б. Меклер
применил фотометрическое устройство для подсчета сечений поровых
каналов. За основу принята
модель пористого тела, соста­
вленная из пучка прямых па­
раллельных капилляров раз­
личного радиуса. Время, необ­
ходимое
для
того,
чтобы
жидкость под действием капил­
лярных сил поднялась в узкой
капиллярной трубке на опреде­
ленную высоту, зависит от ра­
Р и с . 35. К р и в а я и н т е н с и в н о с т и с в е т а /
диуса трубки. Поэтому, если л ю м и н е с ц и р у ю щ е й ж и д к о с т и н а п о в е р х ­
образец пористого тела цилин­ н о с т и о б р а з ц а в з а в и с и м о с т и о т в р е м е ­
дрической
формы
погрузить н и t п о д ъ е м а ж и д к о с т и в к а п и л л я р е ( п о
М е к л е р у , 1966);
нижним основанием в смачи­
вающую жидкость, то процесс
покрытия верхнего основания образца жидкостью, поднимающейся
по поровым каналам, будет растянут во времени, так как поро­
вые каналы имеют различные радиусы.
Количественное изучение этого про­
цесса позволяет получить порометрическую кривую.
Опыт проводится следующим об­
разом. Испытуемый
образец породы
цилиндрической
формы с закрытой
(непроницаемой) боковой поверхностью
нижним торцом опущен в люминесцирующую
углеводородную
жидкость
(керосин); верхний торец образца осве­
щается ультрафиолетовым осветителем.
Интенсивность света / , испускаемого
люминесцирующей жидкостью, дости­
гающей верхнего торца, регистрирует­
ся
прибором — фотоумножителем.
Фототок
усиливается
специальным
устройством — усилителем и записы­
вается в зависимости от времени t
12 г,™ самописцем.
Характер
получаемой
при этом кривой изображен на рис. 3 5 .
Р и с . 36. Р а с п р е д е л е н и е
объе­
Функция
распределения
объемов
м о в п о р F (г) п о и х
эквива­
пор
по
их
эквивалентным
радиусам
лентным радиусам г (по Мек­
F (г) определяется по формуле
леру,
1966).
Песчаник мелкозернистый
товый; T n = 3 2 % ;
0
fe=
алеври­
HiO
мд.
191
высота образца); /
и /
— интенсивность света, испускаемого
люминесцирующей жидкостью.
Порометрическая кривая приведена на рис. 36.
Люминесцентно-фотометрический метод, предложенный Ю. Б . Meклером, основан на принципах трубной гидравлики и занимает
промежуточное положение между прямыми и косвенными методами
изучения структуры пустотного пространства горных пород. Данный
метод представляет практический интерес, так как исходные данные
получаются довольно быстро. Однако для выяснения пределов
и условий его применения необходимо сопоставить результаты, полу­
чаемые люминесцентно-фотометрическим методом и другими мето­
дами.
m i u
ш а х
К о с в е н н ы е
методы
В связи со сложностью изучения структуры поровых пространств
и получения необходимых количественных характеристик прямыми
методами применяют косвенные методы. Они дают возможность
определить два важных оценочных параметра пористых сред: удель­
ную поверхность и распределение поровых каналов. В связи с этим
описание косвенных методов приводится при рассмотрении этих
параметров.
Методы
изучения
удельной
поверхности
В коллекторах нефти и г а з а , представляющих собой систему
многочисленных мелких пор и каналов с весьма большой общей
поверхностью смачивания, большая роль принадлежит капиллярным
и поверхностно-молекулярным явлениям. Эти явления в основном
и влияют на содержание в породе остаточной (связанной) воды.
Общая поверхность составляющих породу частиц и всей системы
пор и каналов характеризуется удельной поверхностью. Удельная
поверхность породы зависит от размеров, формы и минералогического
состава ее зерен. Чем выше степень дисперсности слагающих породу
обломочных зерен, тем больше в ней тонких пор и тем значительней
величина удельной поверхности.
Различают общую и внутреннюю удельную поверхности. Общая
удельная поверхность характеризует объем всех слагающих породу
минеральных зерен и частиц на единицу объема породы. Внутренняя
удельная поверхность определяется отношением суммарной поверх­
ности всей системы пор и каналов к единице общего объема пористой
среды.
Вычисление общей удельной поверхности обычно производят
для характеристики несцементированных пород, используя для
этого существующие расчетные формулы.
Удельная поверхность несцементированных песчаных пород может
быть определена по известной формуле:
192
где у — объемный вес породы в ГI'см ; А — удельный вес зерен,
составляющих породу, в Г/см ; P — вес породы в г; P' — вес данной
фракции породы в г; d — диаметр частиц в см.
3
3
Удельная поверхность для фиктивного грунта, состоящего
шаров одинакового размера, равна
6 ( 1 —
VA = — Ч
5
"эф
т)
~
о
из
см /см ,
2
2
3
где т — коэффициент пористости;
— эффективный диаметр
шара в .см.
Из анализа формулы следует, что с уменьшением эффективного
диаметра зерен и коэффициента пористости удельная поверхность
возрастает. Т а к , при наиболее плотной укладке зерен (т. е. при
т = 0,26) удельная поверхность фиктивного грунта для размеров
зерен 0,25 мм составляет 177,6 см /см ,
а для размеров 0,05 мм —
2
888
3
CM IcM .
2
3
Внутренняя удельная поверхность горных пород и вообще при­
родных пористых материалов измеряется с помощью ряда методов:
оптического, микрофотографий, метода, основанного на протекании
жидкости, адсорбционного и др. При оптическом методе и методе
изучения микрофотографий (статистический метод) определяют отно­
шение контура пор к общей площади их сечения, а отсюда вычи­
сляют внутреннюю удельную поверхность породы.
Метод
оптический
(случайных секущих) основан на
измерении числа точек пересечения случайных секущих с контурами
зерен в плоском шлифе, которое однозначно связано с величиной
удельной поверхности S (Салтыков, 1958).
n
где п — среднее число пересечений, отнесенное к единице длины
секущих; L — суммарная длина системы контуров или линий в плос­
кости шлифа.
Указанная зависимость справедлива для любой системы поверх­
ностей в пространстве при условии равновероятности направления
секущих, т. е. когда имеется пространственно-изометрическая система
поверхностей.
Метод случайных секущих применяется в металлографии для
определения удельной поверхности зерен различных фаз в сплавах
металлов. Здесь можно встретить пространственно-изометрическую
систему поверхностей. Однако применение этого метода к горным
породам, обычно не изотропным по ряду свойств, наталкивается
на трудности, которые вряд ли можно решить, изучив один-два
петрографических
шлифа.
Поэтому
результаты
исследования
А. Ф . Богомоловой (1964), полученные для однородных, хорошо
отсортированных кварцевых мелкозернистых песчаников, характе­
ризующихся изотропностью ряда свойств, вряд ли можно перенести
13 з а к а з
2211.
193
на породы песчаного типа, сложенные неокатанным или плохо
окатанным обломочным материалом с неоднородной поровой струк­
турой.
Метод случайных секущих, по нашему мнению, нельзя принимать
за эталонный (Богомолова, 1964) из-за случайного пересечения
плоскостью шлифа большинства зерен и поровых каналов породы,
что приводит к искажению действительных контуров зерен в шлифе
по сравнению с вычисленными. Этот метод в определенной степени
можно уподобить вычислению гранулометрического состава в шли­
фах на основании подсчета зерен различного размера.
В . П. Батуриным (1947) было показано, что случайные срезы
в породе приводят к фиксации сечений сильно заниженных диаметров
зерен.
М е т о д и з у ч е н и я м и к р о ф о т о г р а ф и й произволь­
ного сечения пористого материала (статистический метод), разрабо­
танный Д ж . Чокли, Д ж . Корнфилдом и X . Парком (Ghalkley,
Cornfild and P a r k , 1949) для определения пористости, был исполь­
зован ими при определении удельной поверхности. Для этого
применялась увеличенная в п раз микрофотография. Путем многократ­
ного случайного бросания на эту фотографии иголки длиной I под­
считывают число h случаев попадания конца иголки внутрь породы
и число с случаев пересечения иголкой контура поры. Удельная
поверхность $ определяется по формуле
уд
/ mc
t
которая получается из теории вероятностей.
Р . Коллинз (1964) указывает, что это лучший метод определения
удельной поверхности в современной практике. Однако это утвер­
ждение не подкреплено сравнительными данными.
Метод, о с н о в а н н ы й на и с п о л ь з о в а н и и
тече­
н и я ж и д к о с т и , вытекает из формул Козени и Козени-Кармана, связывающих скорости течения жидкости через пористые
среды с площадью их удельной поверхности. По теории Козени
пористая среда это совокупность каналов различных поперечных
сечений, но определенной длины. Пористая среда представляется
в виде связки капиллярных трубок равной длины. Теория Козени
отрицает влияние конусообразного течения в сужениях и расшире­
ниях каналов так же, как и теория капиллярных моделей (Шейдеггер, 1960). В уравнении Козени проницаемость выражается через
удельную поверхность пористой среды, которая является мерой
правильно определенного гидравлического радиуса (характеризуется
отношением площади порового канала к его периметру).
/с = ^ - ,
где к — проницаемость; с — постоянная Козени; т — пористость;
s — площадь удельной поверхности на единицу общего объема
тела.
u
194
Уравнение Козени показывает, что скорость фильтрации обратно
пропорциональна квадрату удельной поверхности на единицу объ­
ема. Постоянная Козени для круга с — 0,50, для квадрата с = 0 , 5 6 1 9 ,
для равностороннего треугольника с = 0,5974 и для полосы с = 2 / 3 .
По П. Карману (Carman, 1938) при постоянной Козени с = 0 , 2
наблюдалось наилучшее совпадение с экспериментами. Различие
в величинах постоянной Козени пока не нашло реального объяс­
нения.
В уравнение Козени некоторые авторы вводят извилистость
как неопределенный множитель в соответствии с тем, что обычно
делают в случае капиллярных моделей. Тогда выражение для прони­
цаемости будет иметь вид
где T — извилистость, показывающая, что действительный путь
течения в T раз длинее, чем кажущийся путь прямо через пористую
среду.
М. Уилли и М. Спэнглер (Wylle and Spangler, 1952) считают,
что текстурный фактор (извилистость) может быть определен с по­
мощью кривой капиллярного давления и проницаемости образца
по уравнению
где T — текстурный фактор (извилистость); т — пористость; о —
поверхностное натяжение между флюидами, для которых определена
кривая капиллярного давления; 0 — контактный угол, образован­
ный двумя флюидами и твердым телом; р — капиллярное давление;
к — проницаемость.
а
Имеются различные модификации уравнения Козени. Наиболее
часто применяемая модификация была предложена П. Карманом.
Уравнение Козени-Кармана имеет следующий вид:
Д ж . Чилингар, Р. Майн и А. Синнокрот (Chilingar, Main, Sinnokrot, 1963) на основании экспериментов модифицировали уравнение
Козени-Кармана следующим образом:
где P — относительное электрическое сопротивление породы; т —
пористость; & — проницаемость.
Обзор теорий, связывающих геометрическую структуру пори­
стого материала с проницаемостью, дан А. Шейдеггером (1960).
n
пр
13*
195
Удельную поверхность песчаных пород часто определяют, пользуясь
уравнением Козени
где т — пористость; к — проницаемость; с — коэффициент пропор­
циональности, зависящий от структуры порового пространства.
Уравнение Козени выведено для пористых сред, представляющих
систему цилиндрических каналов. Естественно полагать, что полу­
чаемые результаты носят несколько относительный характер, т. е.
эквивалентный истинному значению удельной поверхности. В осо­
бенности различие в получаемых величинах удельной поверхности
с истинными возрастает в случае применения уравнения Козени
к сцементированным породам с большой извилистостью поровых
каналов. Однако простота расчета удельной поверхности (особенно
для характеристики пород-коллекторов нефти и газа) по уравнению
Козени подкупает многих исследователей, и усилия их направлены
на уточнение прикорневого коэффициента пропорциональности
с целью повышения точности получаемой величины удельной поверх­
ности. По Козени с ^ 0 , 5 , если проницаемость к выражена в см ,
с я=; 7000, если к выражена в д. Величина коэффициента с разными
исследователями принимается разной: 7000 (Котяхов, 1956); 4500
(Рубинштейн, 1950); 3530 и 4330 (Оркин, 1949); 4500 — для алевро­
литов, 5650 — для мелкозернистых песчаников и 7700 — для среднезернистых песчаников (Ханин, 1962).
А. Ф . Богомолова (1964) провела исследование, целью которого
была сравнительная оценка величин удельной поверхности, рассчи­
танной по формуле Козени при различных значениях прикорневого
коэффициента, и методом случайных секущих (Салтыков, 1958).
Сравнительная оценка некоторых методов определения удельной
поверхности дана А. А. Ханиным (1963).
М е т о д а д с о р б ц и и основан на измерении величины физи­
ческой адсорбции инертного г а з а , например азота или аргона,
на поверхности твердого тела при низких давлениях и постоянной
температуре, близкой к температуре сжижения газа. С помощью
теории изотермической адсорбции (Брунауэр, 1948) можно определить
количество газа (а следовательно, и числа молекул), которое необ­
ходимо для того, чтобы покрыть твердую поверхность слоем толщиной
в одну молекулу. Зная площадь, которую покрывает одна молекула,
можно рассчитать удельную поверхность твердого тела. Для вычи­
сления удельной поверхности по результатам адсорбции газа приме­
няют уравнение Б Э Т (Брунауэра, Эммета и Теллера)
2
где V — количество адсорбированного пара, измеряемое его объемом
в газообразном состоянии при нормальных условиях, в моль или
196
ммолъ; V — количество адсорбированного г а з а , отвечающего обра­
зованию мономолекулярного слоя, в моль или ммолъ\ р — давление­
пара (газа), находящегося в равновесии с адсорбированным слоем^
в мм рт. ст
. ; p — давление насыщенного пара при температуре
адсорбции в мм рт. ст
. ; с — постоянная.
m
s
Уравнение Б Э Т позволяет из опытных данных вычислить в е л и ­
чину V , пропорциональную поверхности адсорбента.
Алгебраическое преобразование этого уравнения дает
т
Давление насыщенного пара (p ) аргона может быть найдено»
из графиков зависимости давления насыщенных паров от темпера­
туры или вычислено по уравнению
s
J.
где T — температура в K .
Для адсорбции аргона при температуре равной —195,8° С (тем­
пература кипения азота) p = 196 мм рт. ст
.
Следовательно, в данном случае уравнение Б Э Т может быть­
использовано для расчета площади поверхности в интервале равно­
весных давлений от 9,80 до 68,60 мм рт. ст
.
Постоянная величина с очень мало изменяется от адсорбента
к адсорбенту. При определении поверхности можно считать постоян­
ную с, не зависящей от природы адсорбента, и вычислять ее по
уравнению
0
s
где E —.#£­—
разность между средней теплотой адсорбции для
первого монослоя и теплотой сжижения адсорбируемого г а з а ; T —
абсолютная температура; R — газовая постоянная.
Для аргона величина E -E ^
при температуре —195,8° С
равна 700
кал/моль
.
Тогда
1
1
1
Для определения V не требуется точного значения с, так как
ошибка в величине с на 1 0 % привела бы к ошибке в величине удель­
ной поверхности лишь на 1 , 5 % , что лежит за пределами точности
метода.
Определив количество молей адсорбированного вещества
V ,
покрывающего поверхность плотным мономолекулярным слоем,
и зная число Авогадро N (число молекул в 1 моль, равное 6,023 -10 У
и площадь, занятую одной молекулой в этом слое о) , можно опре­
делить удельную поверхность породы. Она будет равна
1n
1n
23
0
197:
Д л я аргона при температуре —195,8° G величина со
равна
12,8• Ю
см . Полученная удельная поверхность может быть выра­
жена в см или м ка. 1 г адсорбента или на 1 см объема образца,
или на 1 см объема порового пространства.
0
- 1 6
2
2
2
3
3
Рис. 37. Схема установки для определения удельпой поверхности пород методом
адсорбции газа.
1 — ампула для образца; 2 — калиброванные емкости;
3 — измерительный манометр:
4 — манометр Маи-Леода; 5 — баллон с аргоном; 6 — диффузионный масляный насос;
7 — баллон с гелием; 8 — сильфон.
Метод Б Э Т нашел широкое распространение. Он дает хорошие
результаты для гладких пористых сред, т. е. сред без слишком узких
щелей. В противном случае уравнение Б Э Т усложняется.
Изложение методов определения площадей, покрываемых моле­
кулами, адсорбированными на твердых поверхностях, приведено
в работе Г. Ливингстона (Livingston, 1949).
Установка для определения удельной поверхности пород методом
адсорбции газа схематически изображена на рис. 37.
Ампула с образцом 1 и вся измерительная часть прибора (калибро­
ванные емкости 2 с кранами, измерительный манометр 3 и манометр
198
Мак-Леода 4, необходимый для замера глубокого вакуума, а т а к ж е
баллон с аргоном 5) помещены в воздушный термостат, в котором
поддерживается постоянная температура (30° С).
Калибровка измерительных частей прибора производится с по­
мощью гелия и эталонного объема. В с е свободное занимаемое газом
пространство над образцом заполняется стеклянными шариками,
что позволяет максимально уменьшить «вредное» (или «мертвое»)
пространство над образцом. Для того чтобы удалить газ из пор и с по­
верхности образца, последний предварительно вакуумируется (до
Ю — 1 0 ~ мм рт. ст.) при температуре воздушного термостата.
Вакуумирование установки производится общепринятым способом
с помощью форвакуумного масляного насоса Р В Н - 4 2 0 и трехступен­
чатого диффузионного масляного насоса 6.
«Вредное» пространство ампулы с образцом замеряют гелием,
хранящимся в стеклянном баллоне 7 емкостью 2,5 л. В таком жебаллоне 5 находится и аргон, используемый для проведения опыта.
Применяемые в работе аргон и гелий находятся в герметических
стеклянных баллонах и по чистоте пригодны для спектральногоанализа. В течение всего опыта в сосуде Дьюара поддерживается
постоянный уровень жидкого азота. Постоянство этого уровня обес­
печивает стабильность объема газа в этой зоне. Газ имеет постоянную
температуру кипящего азота (—196,8° С). Отклонения от атмосфер­
ного давления, которые могут наблюдаться в течение опыта, оченьнезначительны, чтобы заметным образом изменить точку кипения
азота.
В процессе опыта для каждого образца определяется 6—7 адсорб­
ционных точек в пределах относительных давлений от 0,05 до 0,35..
Замер давлений производится с помощью катетометра КМ-6, име­
ющего точность ± 0,005 мм.
К. Брукс и В . Перселл (Brooks, Purcell, 1952) изучали площадиповерхности горных пород в их структурном состоянии без дробле­
ния. Результаты определений площади поверхности осадочных пород
по методу низкотемпературной адсорбции газа показали, что пло­
щадь поверхности подвергшихся исследованию образцов песчаников
изменяется от 0,5 до 6 м /г, в то время как для известняков пределы
изменений составляют 0 , 0 5 — 0 , 5 м /г.
Пористость исследованных
известняков, как правило, была ниже пористости песчаников. Пло­
щади поверхности, приходящиеся на единицу объема пор (а не н а
единицу их веса) песчаников и известняков, отличаются друг от
друга незначительно.
К. Б р у к с и В . Перселл показали, что, пользуясь уравнением
Козени, можно более или менее точно определить удельную поверх­
ность несцементированных песчаных пород, имеющих однородный
гранулометрический состав, с приблизительно одинаковыми раз­
мерами пор. Однако при использовании этого уравнения для сцемен­
тированных пород с различными размерами составляющих породы
зерен и различными размерами пор расчет удельной поверхности поплучается неточным. Сравнение удельной поверхности, подсчитанной
-5
6
2
2
1993
для сцементированных пород методами адсорбции газа и по урав­
нению Козени, показывает, что первым методом искомые величины
получаются в 5—-10 раз больше, чем рассчитанные по уравнению
Козени. К . Брукс и В . Перселл делают предположение, что методом
Козени определяется только внешняя поверхность твердых частиц,
контактирующая с флюидом при его движении через твердую пори­
стую среду, в то время как при методе адсорбции газа измеряются
внешняя и внутренняя поверхности этих частиц, включая и тупико­
вые поры, содержащие, но не проводящие флюиды. Количество
адсорбированного газа или пара пропорционально площади поверх­
ности пустот всех размеров вплоть до мельчайших молекулярных
щелей. Последние же не должны учитываться при определении удель­
ной поверхности, влияющей на течение жидкости. К такому же вы­
воду приходят Ф . Ли и Р . Нес (Lea and Nurce, 1957), Р . Коллинз
{1964) и др.
Сравнение значений удельной поверхности 100 образцов газонос­
ных преимущественно песчано-алевритовых пород, определенных
3 . И. Козловцевой и А. А. Ханиным методом адсорбции инертного
г а з а , а также вычисленных по уравнению Козени и установленных
методом капиллярных давлений (порометрия по ртути и воде),
показало, что полная площадь поверхности точнее всего может быть
определена методом адсорбции инертного газа. Полная площадь
поверхности изученных образцов песчано-алевритовых пород в ос­
новном изменяется в широких пределах от 0,04 до 10,0 м /г.
Сравнение величин удельной поверхности, определенных методом
адсорбции аргона и рассчитанных по формуле Козени, показывает,
что в первом случае она выше в 2 , 8 — 1 4 8 раз, чем во втором.
Площадь удельной поверхности образцов пород, определенная
по адсорбции аргона, обычно больше, чем таковая по данным ртут­
ной порометрии в 1,7—6,9 раза и по данным метода полупроница­
емой мембраны (по кривым капиллярных давлений для воды)
в 1,4—11 раз.
Д л я характеристики движения флюидов через пористые среды
практический интерес представляет удельная поверхность фильтру­
ющих пор. Она с известным допущением может быть подсчитана по
уравнению Козени, в котором пористость и проницаемость следует
рассматривать как величины эффективные, т. е. пористость прини­
мается с учетом объема, занимаемого остаточной водой, и проница­
емость — при остаточном водонасыщении. Кроме того, удельная
поверхность фильтрующих пор может быть вычислена по данным
порометрических диаграмм, полученных с помощью ртутного порометра и полупроницаемой мембраны.
2
Методы
изучения
распределения
поровых
каналов
Лабораторные методы изучения структуры порового пространства
пород по кривым распределения поровых каналов главным образом
-основаны на использовании данных капиллярного давления.
.-200
Для получения кривых капиллярного давления используют ме­
тоды дренирования и впитывания. Наиболее часто пользуются кри­
выми капиллярного давления, полученными путем дренирования
по предельно минимальной насыщенности. Кривая капиллярного
давления характеризует статическое состояние системы, при котором
поверхностные силы уравновешиваются силами тяжести.
Кривые капиллярного давления используются в следующих слу­
чаях: 1) для определения поровой структуры коллектора; 2) для
оценки количества и распределения остаточной (связанной) воды
в нефтяном и газовом пласте; 3) для использования в лабораторном
моделировании на образцах процессов формирования залежи; 4) для
получения сведений об относительной проницаемости и явлениях,
связанных с вытеснением нефти из пор.
Капиллярное давление может быть измерено различными мето­
дами. Существуют прямые (полупроницаемой мембраны, вдавлива­
ния ртути и центрифугирования) и косвенные (адсорбционногобаланса и сушки под вакуумом) методы получения данных капил­
лярного давления. Наиболее распространены метод полупроница­
емой мембраны (капиллярного вытеснения воды или керосина)
и метод вдавливания ртути в предварительно отвакуумированные
образцы горных пород.
Метод
п о л у п р о н и ц а е м о й
мембраны
исполь­
зуют для определения в испытуемом образце остаточной воды,,
а также характера распределения пор по размеру и содержанию.
Этот метод основан на соотношении капиллярного давления и водо­
насыщенности (гл. V I ) . Насыщенный водой образец породы устана­
вливают на полупроницаемую мембрану в изолированный стальной
цилиндр или в цилиндр из плексигласа и подвергают давлению,
вытесняющего газа (азота), которое периодически увеличивают
на определенную величину. При каждом новом увеличении давления
образец выдерживают довольно продолжительное время (около.
24 ч) для достижения статического равновесия, после чего каждый
раз вычисляют водонасыщенность по объему или весу вытесненной;
воды. Опытные данные позволяют установить для образца породы
зависимость капиллярного давления от водонасыщенности, которуюиспользуют для построения кривых, характеризующих распределе­
ние пор по размерам. Д л я этого сначала вычисляют эквивалентныерадиусы пор по известным значениям капиллярного давления поформуле
2о cos О
Д
Тэкв эквивалентный радиус пор в мк; а — поверхностное
натяжение для воды в дин/см; 6 — краевой угол смачивания, условно
принимаемый для воды за 0° С; р — капиллярное давление в дин/см ..
г
е
—
к
2
Далее по кривой зависимости капиллярного давления от водо­
насыщенности определяют объем вытесненной воды, выраженный
в процентах от объема пор и соответствующий каждому значению
20 Г
давления. Нанося на ось абсцисс эквивалентные радиусы пор или
диаметры, а на ось ординат содержания пор соответствующих радиу­
сов, выраженных в процентах от объема пор, получают кривую,
характеризующую структуру породы (рис. 38). Дифференциальную
кривую распределения пор для удобства часто изображают в виде
порометрической диаграм­
мы (рис. 39).
При движении через
сложно
разветвленную
сеть каналов, характеризу­
ющихся резко изменчивым
сечением и разнообразием
формы, поток флюидов вы­
бирает наиболее удобные
и короткие пути течения.
Степень участия поровых
каналов
в
фильтрации
жидкостей и газов в опре­
деленной мере устанавли­
вается с помощью форму­
лы Перселла (см. г л . V I ) .
Получаемые методом ка­
пиллярных давлений порометрические
кривые
дают общее представление
о количественном соотно­
шении усредненных поро­
вых
каналов различных
3 HS 678 1012,5 W 30 40 60 80100>Ю0
сечений,
эквивалентных
Диаметр пормк
истинным.
Однако дей­
ствительная форма кана' Р и с . 38. К р и в ы е
распределения
диаметров
пор.
лов, их протяженность и
Газовое месторождение Газли, песчаник мелкозерни­
характер
извилистости
стый, скв. 26, глубина 720—727 м; IX горизонт,
при этом не учитываются.
обр. 7347; т =
28%; ft= 5150 мд, « = 8%; т =
26%. К р и в ы е р а с п р е д е л е н и я
диаме­
И все же даже в этих усло­
тров
п о р : ] — дифференциальная; 2 — кумуля­
виях
удается
выявить
тивная (интегральная).
частные связи между не­
которыми физическими и структурными параметрами (размер
и количественное соотношение фильтрующих поровых каналов).
А. Шейдеггер (1960), С. Пирсон (1961) и Д ж . Амикс, Дж. Басе
и Р . Уайтинг (1962) приводят уравнения, отражающие зависимость
между различными динамическими свойствами пористых сред, выте­
кающие из теоретических предпосылок о пористых средах как моде­
лей, составленных из капилляров. Однако эмпирически такая прямая
с в я з ь не найдена.
Пользуясь уравнениями и интерпретируя кривую капиллярного
давления, можно с некоторым приближением подсчитать проница­
емость.
0
:202
я
А. А. Ханиным (1956, 1963) была определена тесная к о р р е л я ­
ционная связь величины проницаемости различных гранулометриче­
ских групп песчано-алевритовых пород от их эффективной (полезной)
пористости. При этом было установлено, что при одной и той же
проницаемости эффективная пористость увеличивается с уменьше­
нием размерности обломочного материала пород. Эта закономерность
обусловлена тем, что с уменьшением размерности обломочного мате­
риала обычно уменьшается и средний диаметр поровых к а н а л о в
породы, что снижает ее фильтрующие свойства. Равновесие дости­
гается более высокими значениями эффективной пористости подоб­
ных пород по отношению к более крупнозернистым разностям..
Позже (1963) была отмечена зависимость между проницаемостью,,
с одной стороны, и содержанием и диаметром сечения доминиру­
ющих поровых каналов, с другой. Эта зависимость наблюдается^
в породах, характеризующихся относительно несложной структурой
порового пространства с одним максимумом на дифференциальной
кривой распределения пор.
Методом полупроницаемой мембраны А. А. Ханиным и М. И. К о ­
лосковой (1963) было исследовано большое количество образцов
с различными ко л лекторскими свойствами.
Результаты проведенных работ во многих случаях помогли
выяснить причину резкого отличия проницаемости пород с однород­
ным гранулометрическим составом и одинаковой плотностью и пори­
стостью. Оказалось, что такие породы имеют различную структуру
порового пространства. В одних случаях различны доминирующие
поры, в других различно процентное содержание пор с доминиру­
ющими диаметрами.
Анализ структурных кривых распределения пор по 115 образцам
керна терригенных и карбонатных пород, отобранных из различных
газонефтеносных районов, показал, что породы с различными литологическими особенностями в зависимости от состава, формы и вели­
чины слагающих минеральных зерен, уплотнения и цементации
характеризуются определенными структурными кривыми.
203
На рис. 40 приведены структурные дифференциальные кривые
распределения пор в образцах газоносных пород-коллекторов, типич­
ных для некоторых крупных газовых месторождений СССР.
Ниже приводим краткую характеристику данных образцов пород.
Наиболее чистые разности кварцевых алевритов (обр. 2208)
в пачке I I газоносного хадумского горизонта Северо-Ставропольского месторождения характеризуются открытой пористостью 3 8 %
и проницаемостью 1100 мд.
80100
Диометры
пор, мк
Р и с . 40. К р и в ы е р а с п р е д е л е н и я д и а м е т р о в п о р в г а з о н о с н ы х п о р о д а х
месторождений.
некоторых
1 — алеврит из хадумского газоносного горизонта Северо-Ставроиольского месторождения
(обр. 2208); 2 — песчаник мелкозернистый алевритовый, IX газоносный горизонт мелового
возраста месторо?кдения Газли (обр. 7344); 3 — песчаник крупно- и среднезернистый из альбекого газоносного горизонта Сердюковского месторождения (обр. 8916); 4 — песчаник
среднезернистый из альб^кого газоносного горизонта Ленинградского месторождения
(обр. G5G8); 5 — песчаник мелкозернистый, угерская газоносная свита месторождения
Вильче-Волица — Угерско ( обр. 3345).
Доминирует диаметр пор 10—12,5 мк. Содержание пор с домини­
рующими диаметрами составляет 6 1 % . Такое большое содержание
пор с диаметрами одного размера обусловлено весьма хорошей
отсортированностью обломочного материала; количество алеврито­
вой фракции достигает 9 8 % .
Песчаник мелкозернистый, кварцево-полевошпатовый, известковистый (обр. 3345) газоносной угерской свиты месторождения У г е р ско-Бильче-Волица Западной Украины характеризуется открытой
пористостью 2 6 % и проницаемостью 1305 мд. Доминирует диаметр
пор 20 мк. Содержание пор с указанным диаметром составляет 3 3 % .
.204
Гранулометрический анализ показал, что в породе превалирует
мелкозернистая песчаная фракция — 7 2 % . Высокое содержание
этой фракции сказалось на количестве пор с доминирующими диа­
метрами.
Песчаник мелкозернистый кварцево-полевошпатовый (обр. 7344)
I X газоносного горизонта мелового возраста на Газлинском место­
рождении Западного Узбекистана характеризуется открытой пори­
стостью 2 4 , 5 % и проницаемостью 1270 мд. Содержание пор диа­
метром 30 мк составляет 1 6 % .
Часто в газоносных пластах Газлинского месторождения встре­
чаются породы, представленные мелкозернистыми алевритистыми
Z5 -
Диаметры пор, мк
Рис.
41. К р и в ы е
Образцы
распределения
диаметров пор в газоносных
родах Газлинского месторождения.
м е л к о з е р н и с т ы х
песчаников:
2 — обр. 7344; 3 — обр. 7347.
1 — обр.
по­
8088;
песчаниками, характеризующимися еще большими размерами макси­
мальных диаметров пор — 4 0 — 7 5 мк. Наличие крупных пор с в я ­
зано главным образом с особенностями осадконакопления, обусло­
вившими своеобразную арочную структуру пор.
Для таких пород характерны высокие значения проницаемости.
Т а к , обр. 8088 (рис. 41), в котором содержится 1 2 % пор указанного
диаметра, имеет проницаемость 2049 мд при открытой пористости
2 9 % , а обр. 7347 с 2 0 % пор такого же диаметра — проницаемость
5155 „wd при открытой пористости 2 6 % .
Песчаник средне- и крупнозернистый, кварцево-полевошпатовый
(обр. 6568) газоносного альбского яруса нижнего мела Ленинград­
ского месторождения Краснодарского края характеризуется откры­
той пористостью 2 1 % и проницаемостью 926 мд. Максимальные
диаметры 50—100 мк. Количество пор с такими диаметрами соста­
вляет 1 3 % .
Гранулометрический состав породы указывает на среднюю отсортированность
обломочного
материала.
Приблизительно равное
содержание средне- и крупнозернистых фракций при наличии мелко­
зернистой и алевритовой фракций, сыгравших роль заполнителя,
объясняет относительно небольшое количество крупных пор.
205
Песчаник средне- и крупнозернистый, кварцево-полевошпатовый
(обр. 8916) газоносного альбского яруса нижнего мела Сердюковского месторождения Краснодарского края характеризуется откры­
той пористостью 2 5 % и проницаемостью 5250 мд. Доминирующие
диаметры пор 75—100 мк. Содержание этих пор составляет 2 2 % .
Удачное сочетание гранулометрических фракций, небольшое коли­
чество цементирующих веществ и благоприятные условия осадко­
накопления привели к образованию крупных пор в породе, что
в свою очередь отразилось на величинах проницаемости, достига­
ющей нескольких дарси. Анализируемые кривые распределения пор»
по внешнему виду разделяются на три группы (рис. 4 2 ) :
2
3
U
5
6 7 8
10
Диаметры
15
20
30
40 50 60
80 WO
пор, мы
Рис. 4 2 . Типы кривых распределения диаметров пор.
1 — с одним четко выраженным максимумом; 2 — с двумя (встречаются
и с тремя) максимумами; 3 — без резких максимумов, характерна для пород,
в которых присутствуют поры различных размеров приблизительно в одина­
ковых количествах.
1) кривые с одним четко выраженным максимумом, характерны
для пород, в которых преобладает одна группа пор определенного
размера;
2) кривые с двумя и тремя максимумами, характерны для пород
с двумя-тремя группами пор, выделяемыми по размеру;
3) кривые плавные, без резких максимумов, характерны для
пород с порами различных размеров приблизительно в одинаковых
количествах.
При обработке всех указанных видов кривых выяснилось сле­
дующее. Общая тенденция к возрастанию проницаемости с увеличе­
нием радиусов фильтрующих пор и содержания в породе пор опре­
деленного размера выражена совершенно определенно. Однако
графически такую зависимость удалось выразить только для пород,
кривые распределения которых имеют один четкий максимум, т. е.
для пород, в которых присутствует одна группа пор с радиусами,
изменяющимися в очень небольших пределах. Д л я них построены
кривые зависимости между величиной проницаемости и количеством
доминирующих пор (рис. 4 3 ) . За критерий оценки структурных
кривых взято содержание пор с преобладающими диаметрами.
По кривым (рис. 43) отчетливо видно, что для достижения одного
и того же значения проницаемости количество пор с более тонкими
206
сечениями в породах должно быть больше, чем с крупными. Полу­
ченные графики могут быть использованы для оценки проницаемости
пород.
Дальнейшие поиски связей между проницаемостью и структурой
порового пространства, проводимые на основе данных эксперимента,
позволили по порометрическим кривым, полученным с помощью
метода полупроницаемой мембраны, обнаружить еще одну интерес­
ную зависимость.
Интерпретация 85 порометрических кривых опытных образцов
различных терригенных пород песчано-алевритового ряда и 4 8 образ­
цов карбонатных пород с межгранулярным типом пористости (извест­
няков, менее доломитов), проведенная А. Ханиным и Е . Буровой
(1964), показала наличие связи между проницаемостью пород и ме­
дианным (средним) диаметром их фильтрующих поровых каналов
Рис. 4 3 . Зависимость проницаемости от размера и содержания
доминирующих поровых каналов.
Д о м и н и р у ю щ и е д и а м е т р ы п о р о в ы х к а н а л о в (в мк):
1 — от 3 до 12,5; 2 — от 12,5 до 20; J — от 20 до 30; 4 — от 30 до 40; 5 —
от 40 до 100.
{рис. 44 и 45). Величина медианного диаметра фильтрующих поро­
вых каналов (Md^)
на кумулятивной порометрической кривой
будет отвечать диаметру с ординатой 5 0 % в том ее отрезке, который
характеризует только эффективную часть порового пространства.
Рассматривая общий характер зависимости абсолютной газопро­
ницаемости исследованных групп терригенных и карбонатных породколлекторов от медианного диаметра их поровых каналов (без учета
величины эффективной пористости), можно отметить следующее.
В обоих случаях отмечается общая тенденция роста проницаемости
пород с увеличением медианного диаметра их фильтрующих поровых
каналов. Дисперсия точек объясняется не только разницей в вели­
чинах эффективной пористости этих пород, но и рядом других фак­
торов. К этим последним прежде всего следует отнести морфологию,
протяженность и степень извилистости поровых каналов.
Основные типы структуры пустотного (порового) пространства
преимущественно карбонатных пород-коллекторов изучены Г . И. Т е о доровичем (1943, 1958) в прозрачных шлифах.
Структура порового пространства в карбонатных породах с меж­
гранулярной пористостью имеет свои особенности, обусловленные
спецификой образования этого типа коллектора. Обычно она х а р а к ­
теризуется большей сложностью. Некоторые разности вторичных
207
доломитов и органогенных обломочных и органогенно-обломочных
известняков, наиболез приближающиеся по своему строению к кла­
ссическим терригенным породам, характеризуются и близкой
к последним структурой порового пространства.
В табл. 16 приведены средние данные о величинах медианных
диаметров фильтрующих поровых каналов Мс1 терригенных и кар­
бонатных пород (с межгранулярной пористостью), полученные
в результате проведенных экспериментов.
фк
Ряс.
44. З а в и с и м о с т ь п р о н и ц а е м о с т и ( п о г а з у )
пород-коллек­
торов
песчано-алевритового
т и п а от
структурного
коэффи­
циента
эффективного
(полезного)
порового пространства
s
( п о Е . Г. Б у р о в о й и А . А . Х а н и н у ) .
s
I, II, III, IV, V — классы пород-коллекторов по А. А. Ханину.
Особенности структур поровых пространств терригенных и кар­
бонатных пород находят свое отражение и в соотношении величин
медианных диаметров их фильтрующих поровых каналов
Md^
с проницаемостью. Из данных, приведенных в табл. 16, следует, что
пределы колебаний величин Md^
карбонатных пород в общем
несколько выше, чем у терригенных коллекторов соответствующей
проницаемости.
Более отчетливо зависимость между указанными параметрами
пород (Md^ и к ) проявляется при введении величины эффективной
пористости пород в виде множителя к медианному диаметру фильтру­
ющих поровых каналов (рис. 44 и 45). Отчетливее фиксируется в этом
случае и влияние указанных особенностей в структуре поровых
пространств терригенных и карбонатных коллекторов.
Дисперсия точек уменьшается, если в произведении Md^ на т
параметр Md^ принять в квадрате.
K
'208
э
Т а б л и ц а
Структурные параметры
и коэффициенты
пористой среды
Класс коллектора
п
I
Ш
Т е р р и г е н н ы е
Mdfy
в мк
K
Md^
т
26—20
5^6
э
6-4,1
к
в мк
IV
V
п о р о д ы
20—11
11-5
< 5
4,1-1,6
1,6-0,4
<0,4
К а р б о н а т н ы е
Л#</ф
16
п о р о д ы
^ 3 0
30-22
22—12
12-6,5
<6,5
>6,2
6,2-4,5
4,5-1,9
1,9-0,8
<0,8
Произведение величин Md^m
можно условно рассматривать
как один из структурных коэффициентов эффективного порового
пространства пород S .
На основе этих дан­
ных каждый класс кол­
лектора может быть до­
полнительно охарактери­
зован
ориентировочными
величинами
указанных
структурных
коэффи­
циентов.
Дальнейшее исследова­
ние в этом направлении,
вероятно, позволит ввести
в оценку коллекторов и
эти новые
структурные
параметры, что в извест­
10 20 W 60 100 Z00300500 1000 1000
ной степени дополнит х а ­
Проницаемость, мд
рактеристику
емкостных
Р и с . 45. З а в и с и м о с т ь п р о н и ц а е м о с т и ( п о г а з у )
и фильтрационных свойств к а р б о н а т н ы х п о р о д - к о л л е к т о р о в с м е ж з е р н о ­
горных пород.
вой
пористостью
от структурного коэффи­
Оценка поровой струк­ ц и е н т а э ф ф е к т и в н о г о ( п о л е з н о г о ) п о р о в о г о
туры по кривым распре­ п р о с т р а н с т в а s ( п о Е . Г . Б у р о в о й и A . A . X a нину).
деления диаметров поро­
I, I I , I I I ,
TV — классы пород-коллекторов
по
вых каналов проводится
А . А . Ханину.
также
путем
выделе­
ния и сравнения
квартальных
диаметров
поровых
каналов.
По суммарным (кумулятивным) кривым определяют квартальные
диаметры (0,25; 0 , 5 0 ; 0,75) поровых каналов. Принцип построения
9
K
K
14 Заказ 2 2 1 1 .
209
суммарных кривых, а также нахождение квартильных диаметров
такой же, как и при обработке данных гранулометрического состава.
По оси абсцисс в логарифмическом масштабе откладывают диаметры
поровых каналов, а по оси ординат в обычном масштабе — суммарные
объемные проценты содержания каналов этих диаметров. При таком
построении сумма объемов каналов всех диаметров (т. е. 1 0 0 % )
выражается последней ординатой, а точка ее пересечения с осью
абсцисс отвечает наибольшему диаметру каналов — ( I . Кварталь­
ные диаметры фильтрующих поровых каналов определяют на гра­
фике с учетом объемного содержания остаточной воды в порах сече­
нием менее 2 мк (метод полупроницаемой мембраны).
Изучение структуры порового пространства газоносных песчаноалевритовых пород основных продуктивных горизонтов месторожде­
ний Газли и Южный Мубарек, проведенное Е . Г. Буровой
и В . И. Лукшиной, показало, что величины квартильных диаметров
фильтрующих поровых каналов связаны с проницаемостью, и пределы
колебаний их значений закономерно возрастают с увеличением прони­
цаемости (табл. 17). Величины квартильных диаметров фильтрующих
поровых каналов можно рассматривать в качестве параметров,
характеризующих поровую структуру пород. Проницаемость свя­
зана с этими параметрами.
100
Т а б л и ц а
17
Данные о проницаемости и диаметрах фильтрующих поровых
каналов песчаных газоносных пород месторождений Газли
и Южный Мубарек
Проницаемость,
мд
5000
5000—4000
4000—3000
3000—2000
2000—1000
485
215
100
46
18
7
3,5
1
1
Пористость
открытая, %
32—36
32—35
31—35
27—34
26—33
23
19
16
20
19
1 <
16
16
14
Содержание
остаточной
воды, % от
объема пор
8-21
12—14
11—17
12-22
16-25
26
34
41
53
48
48
76
F6
84
Диаметр фильтрующих поровых
каналов, мк
d
dioo
2 8
22-48
24—48
20-36
17-31
8-23
13
11
6
4,8
2,9
3,5
3,6
3,1
2,7
42-51
44-53
34-44
33-40
23-35
24
21
15
7,5
4
6,3
5,5
6
3,4
53—57
57-60
38-55
37-51
27-44
40
31
22
11,5
6,4
9,5
17,5
12
4,5
150
150
100-150
75-150
50-150
150
150
100
40
10
40
150
17,5
6
Основными недостатками метода полупроницаемой мембраны
являются следующие.
1. Использование смачивающей жидкости — воды или керосина.
В процессе вытеснения жидкости под давлением на стенках поровых
210
каналов остается пленка жидкости, искажающая результаты опыта.
Поскольку толщина смачиваемой пленки может быть значительной,
ошибка будет существенной.
Порометрические диаграммы, полученные для одного и того же
образца горной породы капиллярным вытеснением воды и керосина
воздухом через полупроницаемую мембрану, не будут одинаковы.
Порометрическая диаграмма, построенная по данным кривой капил­
лярного давления для воды, всегда несколько сдвинута в сторону
больших радиусов пор по сравнению с порометрической диаграммой,
вычисленной по кривой капиллярного давления для керосина.
Отличие в порометрических диаграммах связано с различием в у г л а х
смачивания воды и керосина. Вода имеет больший угол смачивания,
чем керосин. Обычно при подсчете радиусов пор краевой у г о л сма­
чивания принимается за 0° и cos 9 за 1. Однако в зависимости от
физико-химических свойств горной породы и ее поровой структуры
угол смачивания не остается постоянным и изменяется. Т а к , при
переходе мениска в более широкую часть капиллярного канала у г о л
смачивания увеличивается, а при переходе в более узкую — умень­
шается. Благодаря разнообразию в сочетании суждений и расшире­
ний поровых каналов, угол смачивания колеблется от нуля до 9 0 ° .
2. Длительность проведения опыта (20—25 суток) с целью по­
строения порограмм. Длительность опыта порождает дополнительные
ошибки, возникшие вследствие нестабильности системы, изменения
температуры и барометрического давления. Это приводит к плохой
воспроизводимости результатов опыта.
3. Невозможность увеличения давления, под которым происходит
вытеснение воды из образца породы, обычно свыше 2 am, так к а к
при существующем размере пор полупроницаемой мембраны (2 мк)
дальнейшее повышение давления ведет к прорыву газа через полу­
проницаемую мембрану. Поэтому вычисление радиусов пор прово­
дится в диапазоне 2—100 мк. На неточности данного метода и о г р а ­
ниченность его применений также указывают Н. Бурдайн, Л . Г у р най и Р . Рейчертц (Burdine, Gournay, Reichertz, 1950).
Метод в д а в л и в а н и я
р т у т и используется при изу­
чении распределения размеров пор путем интерпретации кривых
капиллярного давления. Он первоначально был предложен Л . Р и т тероми Р . Дрейком ( B i t t e r , Drake, 1945) для анализа катализаторов
и впоследствии был применен В . Персе л лом (1959) и Н. Б у р д а й ном с сотрудниками (Burdine et a l . , 1950) для исследования осадоч­
ных пород.
Экспериментальное определение распределения размеров пор
основано на нагнетании ртути в образец, из которого предварительно
откачан воздух при последовательно изменяющихся давлениях.
Капиллярные силы позволяют ртути свободно проходить через
поровые каналы достаточно большого поперечного сечения и распре­
делиться во взаимосвязанном поровом пространстве. По мере того
как заполняются крупные поровые каналы, требуется все большее
и большее давление для того, чтобы протолкнуть ртуть через поровые
14*
211
каналы меньших размеров. Количественно эта связь выражается
в изменении объема ртути, входящей в образец при последовательно
увеличивающихся давлениях.
Метод вдавливания ртути основан на свойстве ртути не смачи­
вать твердые тела. Ртуть нагнетается под давлением в поровые к а ­
налы испытуемых образцов пород. Пользуясь данным методом,
можно определить эквивалентное сечение поровых каналов от 0,01
до 100 мк и проследить распределение их путем построения порометрических диаграмм. Это позволяет определять структуру поро­
в ы х каналов пород-коллекторов с очень тонкими порами — плотных
Рис.
48.
Схема поромера
низкого давления.
алевритовых разностей и карбонатных пород. Опыт занимает
3 0 — 4 0 мин.
При заполнении объема пор твердого тела жидкостью с краевым
углом смачивания, превышающим 90°, необходимо преодолеть сопро­
тивление силы, численно равной величине произведения периметра
поры на поверхностное натяжение жидкости и косинус угла смачи­
вания. Связь между внешним давлением и капиллярным сопроти­
влением в порах твердого тела описывается уравнением капилляр­
ного падения
Fhgp = Па cos 0,
где F — площадь сечения поры; h — высота капиллярного падения
жидкости; g — ускорение силы тяжести; р — плотность жидкости;
П — периметр поры; сг — поверхностное натяжение жидкости; 6 —
угол смачивания.
Произведение hgp имеет размерность силы на квадратный санти­
метр и поэтому может быть выражено через давление р в кГ/см
2
212
Для пор цилиндрической формы уравнение капиллярного паде­
ния можно написать в следующем виде:
По уравнению капиллярного падения можно рассчитать эквива­
лентный радиус пор твердого тела, если известно давление, при
котором поры заполнены ртутью
Радиус и сечение пор называют эквивалентными
истинным, так как уравнение выведено для цилин­
дрических капилляров с сечением в виде правильного
к р у г а . В породах же встречаются поровые каналы
различных сечений. В формулу расчета входят ве­
личины краевого у г л а смачивания 0 и поверхностного
натяжения о.
При изучении структуры порового пространства
горных пород (твердых тел) пользуются ртутными
поромерами различных систем.
В лаборатории физики газового пласта В Н И И Г а з а
используется ртутный поромер системы Т . Г. Плаченова (1957), который состоит из д в у х частей: поро­
мера низкого давления (рис. 46) и поромера высо­
кого давления (рис. 49).
Поромер низкого давления (рис. 46) состоит из
дилатометра 1, стеклянного цилиндра 2 с впаянными
молибденовыми проволоками 3, баллона для ртути 4,
манометра Мак-Леода 5, ртутного U-образного мано­
метра 6, диффузионного 7 и форвакуумного насосов
20, двух форвакуумных баллонов 8 и омметра 9 для
измерения сопротивления платино-иридиевой прово­
локи, натянутой внутри дилатометра.
Стеклянная часть поромера, манометры и диффу­
зионный
насос смонтированы
на
металлическом
Рис.
47.
Схема дила­
каркасе. Омметр расположен на рабочем столе. Ди­
тометра.
латометр, стеклянный цилиндр и баллон для ртути
термостатированы (Колоскова, 1964).
Дилатометр (рис. 47) представляет собой калиброванный капил­
ляр 6 диаметром 2,5—3 мм, в нижней части переходящий в ампулу
(капсюль) 1 для испытуемого образца. Капилляр в верхней части
заканчивается головкой из органического стекла 8 с двумя нихромовыми контактами 5. В расширенной части капилляра имеется стек­
лянная перемычка 2, за которую крючком закреплена пружина 3
из нихромовой проволоки диаметром 0,2 мм. Верхняя часть пружины
заканчивается кольцом, через которое пропущена платино-иридиевая
80-микронная измерительная проволока 4. Концы платино-иридиевой
проволоки 4 выведены к контактам 5, расположенным на головке
213
дилатометра, и закрепляются винтами 7. Калибровка капилляра
дилатометра состоит в определении отношения объема капилляра
к сопротивлению проволоки, заключенной в этом объеме. Капилляр
дилатометра градуируют с помощью прибора (рис. 48), который
представляет собой стеклянный цилиндр-термостат 6, снабженный
кранами 1 и 7 и съемной крышкой 3 из органическо­
го стекла с отверстиями для дилатометра 4 и термо­
метра 5.
Перед градуировкой
капилляра к расширен­
ному его концу припаивают стеклянную трубку
с краном 8, после чего вставляют дилатометр в ци­
линдр-термостат 6 и заполняют его ртутью. Перед
тем как замерить сопротивление электрической цепи,
контакты дилатометра 2 присоединяют к омметру;
краны 1 и 7 прибора соединяют с ультратермоста­
том ТС-15М, после чего через цилиндр-термостат
пропускают воду температурой 25 ± 0,05° С.
Начальное сопротивление электрической цепи R
измеряют при установившейся температуре в ци­
линдре-термостате. Измерения производят несколько
раз через каждые 4—5 мин до тех пор, пока сопро­
тивление электрической цепи не станет постоян­
ным. Затем в предварительно взвешенный бюкс че­
рез нижний кран 8 выпускают из дилатометра ртуть
примерно на 10—15 мм высоты ее столба в капилля­
ре, измеряют сопротивление электрической цепи
R , взвешивают выпущенную ртуть и рассчиты­
вают ее объем V.
Изменение высоты ртути в капилляре дилато­
Р и с . 48.
Схема
метра определяют с помощью катетометра. На ос­
прибора
для
градуировки
новании трех-четырех параллельных измерений ус­
дилатометра.
танавливают изменение сопротивления в цепи, соот­
ветствующее изменению в 1 см высоты столба ртути
в капилляре дилатометра, а по данным калибровки, зная диаметр
капилляра, высчитывают константу дилатометра в см 1ом для дан­
ного отрезка капилляра по формуле
0
n
3
где к — константа дилатометра в см /ом; R — сопротивление элек­
трической цепи для данного отрезка ртути в капилляре в ом; R —
начальное сопротивление электрической цепи в ом.
3
n
0
Объем ртути V равен произведению веса ртути P на ее плот­
ность у. Плотность ртути равна 13,5335 г/см при давлении 1 кГ/см
и температуре 25° С.
Проведение опыта на поромере низкого давления складывается
из следующих операций. Образец породы, высушенный в термостате
3
214
2
при 105° С до постоянного веса, помещается в ампулу дилатометра
через нижнее отверстие, которое затем запаивается. После этого
дилатометр с испытуемым образцом породы помещается в стеклянный
цилиндр 2 (рис. 46). Открытый конец дилатометра тонкой трубкой 10
соединяется с ртутным баллоном 4. Контакты дилатометра присоеди­
няют к молибденовым контактам 3 стеклянного цилиндра поромера,
которые подключают к омметру Р; проверяют электрическую цепь.
Пришлифованные части поромера покрывают тонким слоем вакуум­
ной смазки и поворотом вокруг оси шлифа вправо и влево, притирают
до полной прозрачности. Затем все краны закрывают, краном 12
соединяют форвакуумный насос с прибором и включают в электро­
сеть мотор насоса. Плавным движением открывают трехходовый
кран 11 и краны 14,13, 16, 17,18.
Спустя 40—60 мин, не остана­
вливая форвакуумного насоса, включают диффузионный насос 7
поворотом крана 15. Ртуть в сосуде 4 дегазируется путем перелива­
ния ее из одного конца в другой. После каждых 30 мин работы диф­
фузионного насоса измеряют остаточное давление воздуха в паро­
мере манометром Мак-Леода 5.
При достижении вакуума 3•1O —3« 1 0 ~ мм рт. ст. дилатометр
заполняют ртутью, наклоняя баллон 4 и медленно открывая кран 19,
после чего замеряют начальное сопротивление измерительной про­
волоки. Затем закрывают краны 15, 14, 13, 18 и выключают диффу­
зионный насос. Закрывают трехходовой кран 11, соединяют кран 12
с атмосферой, и выключают мотор насоса. После отключения фор­
вакуумного насоса приступают к проведению опыта. В начальный
момент опыта дилатометр укреплен на шлифе под углом 10—12°,
и при этом положении опытный образец находится под давлением
столба ртути высотой 30—50 мм. Поворотом крана 16 в поромер
впускают воздух отдельными порциями (20—30 мм) до тех пор, пока
давление не достигнет атмосферного, причем при каждом новом
давлении замеряют сопротивление измерительной проволоки. Макси­
мальное давление, при котором заканчивается опыт на поромере
низкого давления, складывается из атмосферного давления и давле­
ния столба ртути в дилатометре над образцом при вертикальном
положении дилатометра. Величина давления фиксируется ртутным
манометром, причем вводится поправка на усадку ртути в дилато­
метре.
После окончания опыта на поромере низкого давления дилатометр
переносится в бомбу поромера высокого давления, где опыт продол­
жается.
Поромер высокого давления (рис. 49) состоит из массивного
стального цилиндра (бомбы) с рубашкой / , в которой циркулирует
вода с температурой термостатирования гидравлического масляного
насоса 2 для создания высоких давлений, трех измерительных образ­
цовых манометров 3 на 25, 4 0 0 , 600—1000 кГ/см , баллона со сжатым
газом (азот), ультратермостата для поддержания в бомбе постоянной
температуры, омметра для измерения сопротивления электрической
цепи и дилатометра.
-4
5
2
215
Заполненный ртутью дилатометр с испытуемым образцом после
проведения измерений на поромере низкого давления при помощи
винтов присоединяется своими контактами к контактам запорной
головки бомбы поромера, и собранный затвор с дилатометром поме­
щается в бомбу. Бомба термостатируется. Контакты затвора бомбы
присоединяют к мосту постоянного тока и производят проверку
электрической цепи. После этого накладывают нажимную гайку,
верхнюю часть бомбы путем завинчивания нажимной гайки до отказа
закрывают и замеряют начальное сопротивление электрической цепи,
которое должно быть равно величине конечного сопротивления при
проведении опыта на поромере низкого давления. Перед началом
повышения давления в бомбе краны 4 и 7 перекрывают и открывают
краны 5 ж 6. Давление в бомбе до 100—120 кГ/см создается азотом
из баллона. В начале опыта при закрытом кране «азот» 6 открывают
баллон и создают давление в соединительной трубке. Затем баллон
с азотом закрывают и, медленно открывая кран 6, в бомбе повышают
давление до двух делений шкалы образцового манометра низкого
давления (на 25 кГ/см ). При достижении указанного давления кран 6
закрывают и замеряют сопротивление электрической цепи. После
первого замера дальнейшее повышение давления в бомбе произво­
дится при открытом баллоне с азотом, с регулировкой подачи азота
в бомбу краном 6. Давление в бомбе до 15—20 кГ/см
замеряют
манометром на 25 кГ/см , а по достижении этого давления кран 5
закрывают и давление фиксируют по манометру 400 кГ/см , открыв
2
2
2
2
2
210
кран 7. Дальнейшее повышение давления в бомбе осуществляется
при помощи масляного насоса. При этом кран £ закрывают. Кран 7
закрывают по достижении в бомбе давления свыше 400 кГ/см ,
которое фиксируют по манометру 600—1000 кГ/см
.
После полного использования рабочего давления поромера при­
ступают к определению обратного хода порограммы, после чего
постепенно поворачивают рукоятку крана «спуск масла» 4 и снижают
давление по выбранному графику работы; при установившемся рав­
новесии каждый раз замеряют сопротивление электрической цепи.
При достижении нормального давления в бомбе отключают электри­
ческую цепь от запорной головки бомбы поромера. Вывинчивают
запорную головку и извлекают ее вместе с дилатометром из бомбы
поромера. Дилатометр очищают от масла смоченной бензолом или
бензином ватой; ампулу дилатометра вскрывают и из него извлекают
ртуть и испытуемый образец.
Обработка экспериментальных данных сводится к расчету объема
пор испытуемого образца и вычислению эквивалентных радиусов
поровых каналов.
Расчет объема пор производится на основании измерения сопро­
тивления электрической цепи при повышении давления, в процессе
проведения опыта на поромере.
По омметру замеряют сопротивление, соответствующее выбранной
величине давления, и, пользуясь константой дилатометра, опреде­
ляют объем ртути, вдавленной в поры образца
2
2
где к — константа дилатометра в см /ом; R — сопротивление цепи
при данном равновесном конечном давлении в ом; R — начальное
сопротивление цепи в ом; AU — приведенный объем ртути, равный
произведению веса ртути на поправку на сжатие ртути (AV =
aN ,
здесь а — вес ртути в дилатометре в г; iV — поправка на сжатие
ртути в см /г для данного давления); P — навеска твердого тела в г.
3
n
0
v
p
3
Общий объем пор образца, измеряемый поромером, рассчиты­
вается на основании общей разности сопротивления в начале и конце
опыта.
Радиусы пор рассчитывают по формуле
где г — эквивалентный радиус пор в мк; р — приведенное давле­
ние в кГ/см ; о — поверхностное натяжение ртути в дин/см ;
0 —
угол смачивания для ртути, равный 140° для горных пород (по В . Пер­
селлу, 1948); 980,665•1O — переводной коэффициент в систему СГС.
пр
2
2
3
Поверхностное натяжение ртути о по Т. Г. Плаченову (1957)
при 20° С равно 471,6; по В . Перселлу (1949) оно составляет
217
470,9 дин/см .
У г о л смачивания д л я ртути по Г . Т. Плаченову
(1957) равен для у г л я 142° и для силикагеля 145°
2
где р — манометрическое давление в кГ/см ; р — начальное давле­
ние в кГ/см ; H — уменьшение давления столбика ртути в кГ/см .
2
м
2
в
2
1
Р и с . 50. К р и в ы е р а с п р е д е л е н и я объемов п о р в образце газоносного
алевропесчаника месторождения Г а з л и п о логарифмам эквивалентных радиусов (скв. 9,
г л у б и н а 8 3 7 — 8 4 1 м, п о р и с т о с т ь о т к р ы т а я 3 4 % , п р о н и ц а е м о с т ь 5 8 0 мд,
оста­
точная
водонасыщенность
27%).
Кривые
р а с п р е д е л е н и я
объемов
пор,
п о л у ч е н н ы е
на
ном
п о р о м е р е: 1 — интегральная, 2 — дифференциальная.
ртут­
Уменьшение давления столбика ртути Ji в капилляре дилатометра
рассчитывают из уравнения
1
где х — цена одного сантиметра капилляра дилатометра в ом.
По вычисленным значениям эквивалентных радиусов и объемов
пор строят суммарные кривые (рис. 5 0 , кривая 1) и по ним — диф­
ференциальные кривые распределения объемов пор по логарифмам
эквивалентных радиусов (рис. 5 0 , кривая 2).
Метод
у л ь т р а з в у к о в о г о
прослушивания.
Изучение пустотного пространства проводят методом ультразвуко­
вого прослушивания. Прозвучивая образцы горных пород с по­
мощью ультразвуковых дефектоскопов УДМ-1М и УЗДС-18 и других
систем, можно замерить скорость прохождения ультразвуковых
волн через породу, а также выяснить картину распределения отра218
женных импульсов. Для прозвучивания используют образцы куби­
ческой формы.
Изменение скорости ультразвуковых волн находится в тесной
связи с составом и пористостью пород. По мере уменьшения пори­
стости пород увеличивается скорость прохождения ультразвука, что
связано с уменьшением воздушного пространства, снижающего
скорость распространения звуковых волн.
Резкие колебания в величине скорости ультразвука, измеренной
в различных направлениях, отмечаются при исследовании трещино­
ватых пород. Прозвучивая образцы карбонатных пород, можно выде­
лить участки, характеризующиеся наличием трещин, и наметить
их преобладающее направление (трудность заключается в неориен­
тированности поднятого керна).
Корреляция
данных (параметров), характеризующих
и фильтрационные свойства горных пород
емкостные
Для того чтобы выяснить механизм фильтрации пластовых флю­
идов через пористые среды многие исследователи делали попытки
коррелировать значения проницаемости,
пористости,
удельной
поверхности, размера минеральных зерен и пор, а также других па­
раметров, характеризующих породу. Ниже рассматривается вли­
яние цементации, уплотнения, дисперсности зерен, размера и рас­
пределения поровых каналов на емкостные и фильтрационные свой­
ства пород.
Пористость в значительной мере зависит от цементации горных
пород. В случае наиболее плотного расположения идеальных частиц
пористость составляет 2 6 % объема всей породы. Если представить
себе, что цементирующее вещество создало слой над каждой сферой
равный 5 % от диаметра зерен (в точках контактов отложений це­
мента не происходило), то пористость должна уменьшиться почти
вдвое. Поэтому при изучении горных пород цементации следует
уделять особое внимание, так как снижение пористости или создание
закрытых тонких пор приводит к снижению фильтрации подземных
флюидов.
Цементация осадков может происходить или одновременно
с их отложением, или же спустя некоторое время. Объем пористых
промежутков уменьшается в той же степени, в какой увеличивается
содержание цемента.
Цемент чаще всего играет отрицательную роль в терригенных
породах-коллекторах, ибо его присутствие обусловливает обычно
уменьшение величины сечения поровых каналов и, как следствие
этого, — снижение величин проницаемости, коэффициента газона­
сыщенности и др. Однако зависимость между проницаемостью
и цементом в породах сложная, ибо она определяется не только
его количеством, но и составом, структурой, характером распределе­
ния в породе и рядом других факторов. Кроме того, известную роль
играет и структура, и текстура самого обломочного скелета породы.
219
Т а к , одно и то же количество цемента при прочих равных условиях
более снизит проницаемость коллектора с плотной укладкой обломоч­
ных частиц и более отрицательно скажется на тонкозернистых породах
и т. д . Лишь в относительно однотипном разрезе к а к частный слу­
чай можно наблюдать законамерное соотношение между про­
ницаемостью и количеством цемен­
та в породах (рис. 5 1 ) .
В зависимости от взаимного
расположения обломочного мате­
риала и цементирующего веще­
ства в породе различают четыре
основных типа цемента: контакто­
вый, пленочный, поровый и ба­
за льный. В природных условиях
очень редко развит только один
тип
цементации.
Чаще
всего
встречаются несколько типов в раз­
личных комбинациях с преоблада­
нием одного из них.
Интенсивность развития того
или иного типа цементации, гидрофильность или гидрофобность це­
ментирующего вещества и, нако­
нец, его структура, — вот те глав­
ные факторы, которые определяют
степень влияния
цементов на
фильтрующие
свойства
коллек­
тора.
5
W 15 20 25 30
Одним из наименее благо­
Содержание цемента 6 породе, %
приятных для фильтрации цемен­
Р и с . 51. Зависимость
проницаемости
от содержания цемента в песчаных
тов является глинистый в силу
породах
некоторых
продуктивных
ряда специфических его особенно­
и перспективных н а н е ф т ь и г а з п л а ­
стей. Аллотигенное происхождение
с т о в (по Х а н и н у , 1 9 6 0 ) .
основной массы глинистого мате­
1 — средне- и мелкозернистые песчаники
живетского возраста Пачелмы Пензенской
риала в коллекторе обусловливает
области; 2 — мелкозернистые песчаники
свиты Горячего ключа Ставрополья; 3 —• обычно региональное его распро­
мелкозернистые песчаники угерской свиты
странение. В связи с этим вряд
газового месторождения Бильче-Волица;
4 — мелкозернистые песчаники угленос­
ли можно ожидать существенных
ной свиты Арчединского газонефтяного
месторождения; 5 — мелкозернистые пес­
изменений в показателях физи­
чаники угленосной свиты нижнего кар­
ческих параметров
коллекторов
бона нефтяного месторождения Жирное.
на небольших участках пласта.
Последующие же изменения глинистого вещества обычно не улуч­
шают, а, наоборот, ухудшают емкостные и фильтрационные свой­
ства коллектора.
Неблагоприятны с этой точки зрения смачиваемость глинистых
минералов, приводящая к повышенным скоплениям остаточной
водонасыщенности, и свойственная некоторым из них высокая гидро1
220
фильность, обусловливающая набухание при увлажнении. Т а к ,
по данным А. А. Ханина и О. Ф . Корчагина (1949), модель, состав­
ленная из песка с крупностью зерен от 0,25 до 0,15 мм и 5 % монтмориллонитовой глины, при 5%-ной влажности снижает свою про­
ницаемость в 12 раз, а при влажности в 1 5 % — в 35 раз.
Глинистые минералы, я в л я я с ь хорошими сорбентами, благодаря
дисперсности больше, чем другие элементы породы, аккумулируют
на своей поверхности различные растворенные вещества из мигри­
рующих пластовых вод и нефть (газ). Последнее, естественно, в той
или иной мере снижает количество извлекаемого газа и нефти при
эксплуатации. Кроме того, дисперсность глины исключает возмож­
ность присутствия в участках ее развития пор фильтрующего размера.
Наконец, наличие глинистого материала в породе резко увели­
чивает способность последней к уплотнению под давлением. Б л а ­
годаря этой его особенности удельное распространение коллекторов
среди пород с существенно глинистым цементом с глубиной резко
падает, а на больших глубинах они вообще, очевидно, отсутствуют.
Карбонатные цементы имеют несколько иные особенности и подругому влияют на коллекторские свойства пород.
Перекристаллизация
сингенетического
карбонатного
мате­
риала в обломочных породах нередко приводит к локализации его
в виде, например конкреций или крупнозернистых агрегатных скопле­
ний, что улучшает коллекторские свойства породы. В этом же напра­
влении обычно действует на них и доломитизация известкового
материала.
Благоприятна для коллектора относительная гидрофобность
карбонатов. Наконец, присутствие последних в породах в той или
иной степени препятствует сжимаемости их под давлением.
Наиболее неблагоприятны эпигенетические накопления карбона­
тов в терригенных отложениях. Иногда они превращают прекрасные
коллекторы в непроницаемые породы. Но этот процесс редко разви­
вается в широком региональном плане.
Среди цементов наименее отрицательно на коллекторские свой­
ства породы влияет цемент контактового типа. Его присутствие
в небольшом количестве способствует цементация зерен породы,
в небольшой мере отражается на снижении проницаемости и пре­
пятствует выносу песка из пласта при его эксплуатации. Все осталь­
ные типы цементов (пленочный, поровый и базальный) уменьшают
емкость коллектора, причем тем больше, чем равномернее распределен
цементирующий материал в породе и чем плотнее его у к л а д к а .
Т а к , сгустково-базальный (неравномерно-базальный) тип цемен­
тации более благоприятен, чем равномерно-поровый (при одинаковом
количестве цемента) или даже равномерно-неполнопоровый, так к а к
в последнем случае уменьшается сечение наиболее крупных поровых
каналов и проницаемость снижается. В случае если, например,
в породе с поровым типом цементации поры выполнены глинистым
веществом, пелитоморфным карбонатом или, наконец, крупнозер­
нистыми, но ксеноморфными выделениями последнего, контуры
221
зерен которого приспосабливаются друг к другу и к морфологии
стенок пор, то такая порода имеет или очень низкие коллекторские
показатели или оказывается практически непроницаемой. Но в слу­
чае идиоморфного строения зернистого агрегата цемента и беспоря­
дочной ориентировки слагающих его зерен часть внутрипорового
пространства останется свободной, что обеспечит некоторую прони­
цаемость. Последняя будет тем больше, чем крупнее отдельные
элементы цементирующего агрегата.
Рассмотрение зависимости проницаемости от количественного
содержания цементирующих веществ для ряда разрезов показывает,
что резкий изгиб линии падения проницаемости при одном и том
же содержании и характере цементации наступает раньше у пород
с большей плотностью и меньшей сортированностью обломочного
материала.
Если установлено соотношение между проницаемостью и содер­
жанием цементирующих веществ для того или иного геологического
разреза или части его, то но нему можно судить о величине проница­
емости образцов пород малого размера и объема, в которых предвари­
тельно определено количество цементирующих веществ.
G увеличением цементирующего материала в породе возрастает
ее плотность (объемный вес). В ряде случаев при однородном грануло­
метрическом составе, однотипной компоновке зерен в породе и одно­
родном типе цементации можно наблюдать зависимость между
плотностью пород и их проницаемостью. Подобная зависимость наблю­
дается для мелкозернистых песчаников пашийского возраста ВолгоУральского нефтегазоносного района, для глинистых алевролитов
абазинской свиты Ахтырско-Бугундырского месторождения нефти,
песчаников майкопской свиты ряда месторождений нефти и газа
Краснодарского к р а я , алевритов и алевролитов газоносного хадум­
ского горизонта Ставрополья и др. Эта зависимость установлена
и в результате проведения опытов с моделями песков, подвергнутых
различному уплотнению, при различных добавках цемента.
Кривые изменения проницаемости в зависимости от величины
плотности пород для каждого геологического разреза или части
его могут быть различные. Однако выявленные закономерности
в ряде случаев также могут быть использованы для суждения о про­
ницаемости, когда имеются образцы пород малого размера, по ко­
торым обычными лабораторными методами определить проницае­
мость трудно.
Глины по мере погружения увеличивают плотность, уменьшают
пористость и проницаемость. Между названными выше параметрами
у глин наблюдается сравнительно тесная связь.
Различия в степени и характере цементации пород в продуктивном
пласте по вертикали, а также наличие среди них малопроницаемых или
непроницаемых пород в виде линз и пропластков разной мощности
и протяженности обусловливают анизотропность пласта в отношении
фильтрации газа, нефти и воды. При этом естественно, что анизотро­
пия проявляется тем интенсивнее, чем неоднороднее строение пласта,
222
и нередко она отмечается даже в пределах куска керна. В этом с л у ­
чае проницаемость, определенная в направлении, нормальном к н а ­
пластованию, может оказаться во много раз меньше, чем проница­
емость в направлении, параллельном к напластованию, а иногда
первая равна нулю. В качестве примера резко анизотропного стро­
ения коллектора можно привести тонкослоистый разрез продуктив­
ного пласта Северо-Ставропольского газового месторождения (частое
чередование хорошо проницае­
мых алевритов, алевролитов и
глин), а также породы-коллек­
торы
бугурусланской
свиты
нижней перми Тархановского
газового месторождения, в ко­
торых рыхлые и в разной сте­
пени сцементированные мелко­
зернистые песчаники часто че­
редуются с песчаным известня­
ком и др.
Общий характер влияния ос­
новных элементов строения тер­
ригенных пород на их коллекторские свойства в
кратких
чертах сводится к следующему.
Многочисленными исследо­
ваниями установлено, что с
увеличением размера обломоч­
ного материала в породах про­
ницаемость их возрастает, хотя Р и с . 5 2 . З а в и с и м о с т ь о т к р ы т о й п о р и ­
пористость при этом несколько с т о с т и п е с ч а н и к о в о т м е д и а н н о г о д и а ­
метра
зерен
(газовое
месторождение
уменьшается. Это
изменение Г а з л и , I X и X — п р о д у к т и в н ы е г о р и ­
проницаемости связано с уве­ з о н т ы ,
по
Г.
С.
Голубцовой
и
А. А.
Ханину).
личением сечения поровых к а ­
налов, что играет очень важную 1 — песчаники мелкозернистые с алевритом,
проницаемость 2000—4000 мд;
роль в процессах фильтрации. преобладает
2 — песчаники алевритистые, проницаемость
30—1000
мд;
песчаники мелкозернистые
Наблюдается ухудшение филь­ алевритовые, з —преобладает
проницаемость
трационных свойств пород па­
30—100 JHd.
раллельно с увеличением коэф­
фициента сортированности обломочного материала, ибо при этом
более тонкий материал, я в л я я с ь заполнителем, не только снижает
пористость породы, но и уменьшает величину сечения поровых
каналов.
Однако и при однородном гранулометрическом составе, и при
прочих равных условиях коллекторские свойства пород могут до­
вольно сильно изменяться в зависимости от формы и системы у к л а д к и
слагающих ее зерен.
На рис. 52, 53 и 54 представлены медианные размеры и коэффи­
циент сортировки обломков песчаных и алевритовых пород, * и х
пористость и проницаемость. G увеличением медианного размера
223
зерен возрастает пористость (рис. 52) и проницаемость (рис. 5 3 ) ,
с увеличением коэффициента сортировки (рис. 54) уменьшается про­
ницаемость. Однако эта зависимость скорее всего носит частный
Проницаемость,
мд
Р и с . 53.
Зависимость
проницаемости
от медиан­
ного диаметра зерен, песчано-алевритовые породы
газоносной
картамышской
свиты
Шебелинского
м е с т о р о ж д е н и я ( п о Г . С. Г о л у б ц о в о й и A . A . X a нину).
характер и не всегда подтверждается. Разброс точек указывает на
влияние других факторов. Ф . Петтиджон (Pattijohn, 1949) приводит
подобные зависимости.
Сравнение пород по сопоставлению коэффициента проницаемости
с распределением зерен возможно в случае, если исследование про­
водилось при одинаковых
условиях с породами одного
типа.
Значительно лучше уста­
навливать
корреляционные
связи между основными из­
мерениями керна пород, если
интерпретировать кривые к а ­
пиллярного давления и рас­
пределения пор и в ряде слу­
Проницаемость,
мд
чаев сравнивать проницае­
мость с медианными диамет­
o f •2
рами пор.
Рис.
54. Зависимость
проницаемости от
коэффициента
сортировки
алевритовых
Применяя метод ртутной
лород
газоносного
хадумского
горизонта
порометрии
и анализируя
Северо-Ставропольского
месторождения
данные
о
капиллярном
дав­
(по Г. С. Голубцовой и А . А . Х а н и н у ) .
1 — алевриты
слабоглинистые;
2 — алевриты
лении с помощью формулы
глинистые.
Перселла
(см. г л . V I ) ,
можно более правильно оценить породу-коллектор, в частности
показать связь между ее емкостными и фильтрационными свойствами.
Анализ кривых распределения поровых каналов по размерам
совместно с анализом кривых проницаемости позволяет выяснить
размеры поровых каналов, участвующих в фильтрации.
224
Пример влияния на проницаемость особенностей распределения
поровых каналов по размерам можно привести для среднезернистых
песчаников Коробковского нефтяного месторождения (рис. 5 5 , а
и б).
При близких значениях открытой и эффективной пористости
проницаемость двух разностей пород различается более чем в 10 раз.
Из анализа кривых проницаемости следует, что в одном случае
(рис. 55, а) фильтрующими являются все поровые каналы, причем
0,08 0J3 0,2 0,32 0,5 0,8 1,3 2,0 3,2 5 8
Диаметр поровых каналов, мк
5
Рис.
55.
13 20 32 50 80 Иб
Распределение поровых каналов в среднезернистых песчаниках
носной свиты Коробковского нефтяного месторождения,
угле­
о — песчаник с h = 5000 мд, т = 16%, m ^ — 15% ; б — песчаник с h = 340 мд, т — 19%,
эф
1 — распределение диаметров поровых каналов; 2 — долевое участие поровых
каналов в проницаемости.
g
т
=
8 0 % объема всего порового пространства составляют каналы диа­
метром от 50 до 126 мк; они в основном и определяют такую высокую
проницаемость породы — 5000 мд. В другом случае (рис. 5 5 , б)
наблюдается почти равномерное распределение поровых каналов
на очень большом интервале изменения их размеров. Фильтрующими
здесь является только половина всех поровых каналов, причем
доля наиболее крупных пор (более 50 мк), играющих основную роль
в фильтрации, составляет всего 5 % . Литологические коэффициенты
Перселла L также различны для этих двух разностей среднезернистых
песчаников. Д л я образца с высокой проницаемостью L — 0 , 2 0 , для
образца с проницаемостью 340 мд L = 0 , 0 9 . Первый коэффициент
отвечает поровой структуре, более простой и более благоприятной
в отношении
В рассмотренном случае разница в про­
15 Заказ 2 2 1 1фильтрации.
.
225
ницаемости объясняется влиянием обоих факторов.
На рис. 56 изображена кривая распределения пор чистых раз­
ностей газоносных крупнозернистых алевритов хадумского горизонта
Северо-Ставропольского месторождения. Кривая характеризуется
одним четко выраженным максимумом ( 7 5 % от объема пор) в интервале
размеров от 13 до 16 мк. Несмотря на то, что фильтрацию этой породы
определяют именно эти тонкие поровые каналы, проницаемость
породы высокая — 940 мд. Объяснение этому можно найти только
в исключительно благоприятной структуре порового пространства
такой породы. Отлично отсортированные (90% фракции 0,1—0,05 мм)
Р и с . 56. Р а с п р е д е л е н и е п о р о в ы х к а н а л о в в
зоносных
алевритах хадумского
горизонта
веро-Ставропольского
месторождения.
га­
Се­
Условные обозначения те ж е , что и на рис. 55.
и хорошо окатанные зерна кварца в совокупности с цементом сопри­
косновения создают однородную структуру, наиболее близко при­
ближающуюся к структуре модели, состоящей из цилиндрических
капилляров. Ее литологический коэффициент Перселла L очень
высокий — 0 , 5 .
Ниже приводятся данные порометрического изучения песчаноалевритовых пород среднего и верхнего карбона, вскрытых с к в . 200
на Шебелинском газовом месторождении. Образцы пород, отобранные
из интервала глубин 3300—4300 м, были всесторонне изучены. В них
исследовалась и геометрия порового пространства с целью характе­
ристики их коллекторских возможностей (рис. 57).
Распределение диаметров поровых каналов образца породы
295 (рис. 57, а) в интервале 0,8—0,016 мк показывает, что наиболь­
шее количество поровых каналов характеризуется сечением меньше
0,13 мк. Однако основную роль в отношении проницаемости
(0,007 мд) играют поровые каналы диаметром 0,20—0,80 мк, при
содерялании их в породе 5 % .
226
Характер распределения поровых каналов образца породы 307
несколько иной: наблюдается более или менее однородное распреде­
ление диаметров поровых каналов в интервале 2—0,016 мк. Основная
Рис. 57. Распределение п о р о в ы х к а н а л о в в песчаниках среднего и
верхнего
к а р б о н а с к в . 200. Ш е б е л и н с к о г о газового м е с т о р о ж д е н и я н а г л у б и н а х
3300—
4 3 0 0 м.
о — Обр. 295
ft= 0)007 мд; б — обр. 307, ft= 0,031 мд; в — обр. 316, ft = 0,01 мд;
302, ft = 0,04 мд. Условные обозначения те ж е , что и на рис. 55.
г — обр.
фильтрация (проницаемость 0,031 мд) осуществляется группой поро­
вых каналов размерами 0 , 4 0 — 2 , 0 мк, их содержание 3 0 % . Т а к же
отлична от предшествующих (рис. 57, б) порометрическая диаграмма
образца породы 316 (рис. 5 7 , е). Здесь выделяется группа поровых
каналов сечением 0,25—0,50 мк в количестве 31 % на общем фоне равно­
мерного распределения поровых каналов в диапазоне 0,50—0,016 мк.
15*
227
При проницаемости породы 0,02 мд доля участия в проница­
емости поровых каналов 0 , 2 5 — 0 , 5 0 мп составляет 5 5 % . Из рассмо­
трения порометрической диаграммы образца породы 302 (рис. 57, г)
видно, что здесь поровые каналы распределены в большем интервале
размеров, от 64 до 0,016 мк. Начиная от 4,5 мк и выше, их содержа­
ние в поровом объеме столь ничтожно, что трудно отражается при
принятом масштабе диаграммы. При удельной проницаемости породы
0 , 0 4 мд, основная фильтрация (48% от всей величины проницаемости)
осуществляется группой поровых каналов размерами от 13 до 64 мк,
содержание которых составляет всего лишь 2 % . Если учесть, что
удельная проницаемость указанных выше образцов пород составляет
0 , 0 0 7 — 0 , 0 4 0 мд, общая удельная поверхность пород, изученная
сорбционным методом по аргону, характеризуется величинами23730—
28 830 см /см и в поровом объеме пород содержится до 9 0 % остаточ­
ной воды, то можно прийти к выводу, то эти породы как гранулярные
коллекторы промышленной ценности не представляют.
Рассматривая структурные группы песчано-алевритовых пород
в рамках классов, выделенных А. А. Ханиным (1956), можно сделать
вывод, что в пределах одного класса коллекторов по проницаемости,
по мере изменения структуры пород от среднезернистых к мелко­
зернистым песчаникам и алевролитам наблюдается уменьшение
размеров основных фильтрующих каналов и одновременно увеличе­
ние их содержания в поровом объеме. В то же время каждая из
отдельно рассмотренных структурных групп пород с уменьшением
проницаемости, изменяясь от высшего класса к низшему, характе­
ризуется уменьшением размеров фильтрующих поровых каналов
и уменьшением их содержания в поровом объеме.
Д ж . Томеером (Thomeer,
1960) сделана попытка объяснить
форму кривых капиллярного давления в зависимости от геометри­
ческого фактора порового пространства. При нанесении замеренных
значений капиллярного давления р и части общего объема пор, за­
нятого ртутью при соответствующем капиллярном давлении
У
на логарифмическую бумагу с двойной сеткой плавная кривая
приближается к гиперболе. Зависимость между p и V
Дж. Томеером математически выражается следующим образом:
(log р - log ) (log V — log V ) = - c ,
2
3
к
Рх1
s
к
P d
Pa
poo
2
где с — коэффициент, определяющий форму рассматриваемой кри­
вой капиллярного давления; p — экстраполированное давление
вытеснения ртуть — воздух; У — часть общего объема порового
пространства, занятая ртутью при бесконечном давлении, или сум­
марный объем сообщающихся пор.
Д л я упрощения расчетов это выражение преобразовано следу2
d
рсо
где (5 — геометрический фактор порового пространства.
22S
Численные значения параметров данного уравнения по результа­
там измерений р и V
определяются с помощью электронногосчетно-решающего устройства.
По Дж. Томееру расположение и форма кривой капиллярного
давления могут быть определены параметрами этого выражения —
суммарным объемом сообщающихся пор, экстраполированным да­
влением вытеснения и геометрическим фактором порового простран­
ства.
Расположение кривой по отношению к осям ординат р и абсцисс
V
определяется положением ее двух асимптот (рис. 58). При бес­
конечном давлении кривая капил­
лярного давления касается верти­
кальной асимптоты, которая у к а ­
зывает общий объем пор, занима­
емый ртутью при бесконечном да­
влении, или суммарный объем
сообщающихся пор. Когда часть
общего
объема,
занимаемого
ртутью, равняется нулю, кривая
касается горизонтальной асимп­
тоты, которая указывает экстра­
полированное давление вытесне­
ния. Форма кривой определяется
параметром б .
Расположение
бесконечного
числа кривых по Дж. Томееру пР ии лс .л я5р8н. о гРоа сдпаовллоежн еи ня и ер кп ро и воотйн о шк ае ­­
определяется теми же асимптота­ н и ю к о с и о р д и н а т и о с и а б с ц и с с
ми. Однако эти кривые отличаются
( T h o m e e r , 1960).
по форме, причем каждая кривая 1 — геометрический фактор порового про­
определяющий форму кривой;
характеризуется конкретной вели­ странства,
2 — экстраполированное давление вытес­
нения; 3 — общий объем, занятый ртутью
чиной б .
при бесконечном давлении.
Статистический анализ резуль­
татов , полученных эксперименталь­
ным методом, и данных расчетных кривых показал, что отклонения
происходят главным образом в тех участках кривых, которые отли­
чаются крутым наклоном, однако эти отклонения существенно не
влияют на величину параметров — геометрический фактор порового
пространства, экстраполированное давление вытеснения и общий
объем сообщающихся пор.
к
р
к
PK
к
Оценочные классификации коллекторов нефти и газа, основанные
на корреляционных связях проницаемости с параметрами,
характеризующими поровое пространство пород
Первая схема классификации коллекторов была предложена
П. П. Авдусиным и М. А. Цветковой (1943). В основу ее положены
структурные параметры пород — величина и форма их поровых про­
странств.
229
Микропроекционный метод определения структурных параметров
полезной емкости горных пород по отношению к нефти и степени
сложности строения поровых каналов основан на изучении под
микроскопом плоско-параллельных шлифов пород, образцы которых
предварительно пропитывают окрашенной
бакелитовой
смолой
(Авдусин, Цветкова, 1938). Полезная емкость (эффективная пори­
стость П ) породы определяется отношением площади сечения
каналов, заполненных окрашенной бакелитовой смолой, ко всей
площади исследуемого препарата.
По структурным признакам все коллекторы были разбиты на
пять классов, характеризующихся следующими показателями эффек­
тивной пористости (JJ ).
э
д
Характеристика по емкости
Класс коллектора
А
В
> 2 0
20—15
Коллекторы
большой
G
15—10
10-5
Коллекторы
средней
д
E
< 5
Коллекторы
малой
емкости
емкости
емкости
Каждый из этих пяти классов по сложности строения поровых ка­
налов, характеризующихся гидравлическим коэффициентом Ф , раз­
бивается в свою очередь на три группы:
1-ая группа — коллекторы, имеющие более или менее изометричное сечение поровых каналов и допускающие
значительные скорости фильтрации (Ф > 0,025);
2-ая группа — коллекторы с посредственными фильтрующими
свойствами (Ф = 0 , 0 1 0 — 0 , 0 2 5 ) ;
3-я группа — коллекторы, характеризующиеся сложной струк­
турой поровых пространств, а потому слабопро­
ницаемые (Ф < 0,010).
Пределы значений Ф для каждого из указанных выше групп были
определены П. П. Авдусиным по соответствующему графику, сообра­
зуясь с изломами кривых фильтрации. Однако можно наблюдать
излом кривой проницаемости только для песчаных пород с П =
= 3 0 — 3 3 % . В других случаях изломов кривых проницаемости
не наблюдается (для скальных песчаников, алевролитов и карбонат­
ных пород). Эти несоответствия в группировке пород по классам
отмечены в работах Г . И. Теодоровича (1958, 1966).
По характеру проницаемости и петрографическим признакам
Г. И. Теодорович (1943, 1949, 1958) выделил три группы коллекторов:
I группа — равномерно проницаемые;
I I группа — неравномерно проницаемые;
э
230
I l l группа — трещинные.
Коллекторы I и I I групп по величине проницаемости он разбил
на пять классов:
I класс — очень хорошо проницаемые коллекторы — проница­
емость 1 д и выше;
I I класс — хорошо проницаемые коллекторы — проницаемость
от ОД до 1 д;
I I I класс — среднепроницаемые
коллекторы — проницаемость
от 0,01 до 0,1 д;
IV класс — слабопроницаемые
коллекторы — проницаемость
от 0,001 до 0,01 5;
V класс — труднопроницаемые
коллекторы — проницаемость
до 0,001 д. Промышленно ценными являются коллекторы первых
трех классов, иногда, как указывает Г . И. Теодорович, коллекторы
I V класса.
Взаимосвязь проницаемости с параметрами, характеризующими
пустотное пространство горных пород, рассматривается в работах
Г. И. Теодоровича (1942, 1943, 1949, 1958). Породы-коллекторы
подразделяются им по величине проницаемости и равномерности
распределения пор. Автор подчеркивает значение эффективной по­
ристости (определяется микропроекционным методом),
которая
является одним из показателей, определяющих проницаемость.
В 1949 г. Г. И. Теодоровичем была предложена эмпирическая фор­
мула, по которой величина проницаемости к пористых коллекторов
устанавливается по формуле к = AEBT ,
где А — показатель
структуры порового пространства (типа и подтипа его); Б — эффек­
тивная пористость; В — средний размер пор; T - степень в ы т я нутости пор.
Для карбонатных пород-коллекторов непосредственную с в я з ь
проницаемости с эффективной пористостью в общем виде у с т а ­
новить не удается. В то же время нельзя отрицать наличия подоб­
ной связи для проницаемых песчано-алевритовых пород, которая
была
установлена Ф . А. Требиным
(1945) и А. А. Х а н и н ы м
(1956).
Ф . А. Требин (1945) провел сопоставление проницаемости и эф­
фективной пористости, определенной методом П. П. Авдусина
и М. А. Цветковой, для песчаников Закавказских нефтяных районов
(Апшеронский полуостров, Кабристан и Прикуринская низменность).
В результате песчаные коллекторы он разбил на три класса:
1
1
A
1
— коллекторы наивысшей проницаемости со значениями коэф­
фициента проницаемости к от 300 до 3000лк9 и выше, П от
14—15 до 2 5 % и выше (А + В — по классификации
П. П. Авдусина и М. А. Цветковой);
- коллекторы средней проницаемости, которым свойственны
значения к от 4 0 — 5 0 до 300—350 мд и П от 9—10 до 1 4 —
15% (С — по классификации П. П. Авдусина и М. А. Цвет­
ковой);
э
B
1
э
231
В — коллекторы с незначительной проницаемостью, от нуля
до 40—50 мд и Пэ от нуля до 9 — 1 0 % (Д + E — по клас­
сификации П. П. Авдусина и М. А. Цветковой).
Анализ фактического материала позволил А. А. Ханину (1956,
1964) установить зависимость между величинами полезной емкости
(эффективной пористости) и проницаемости для каждой группы кол­
лекторов, выделяемых по гранулометрическому составу (среднезернистые песчаники, мелкозернистые песчаники, алевролиты с пре­
обладанием крупноалевритовой фракции и алевролиты с преобла­
данием мелкоалевритовой фракции).
VJ-
2 3 456810 20 30 50 80100 200 WO 600 WOO 2000 5000 W000
Проницаемость абсолютная, мд
— V
4 - — I Y — — / / / — W / 4
/
Р и с . 59. С о о т н о ш е н и е м е ж д у п р о н и ц а е м о с т ь ю ( п о г а з у ) и п о р и с т о с т ь ю
эффек­
т и в н о й (полезной емкостью) д л я песчано-алэвритовых пород (по Х а н и н у ,
1956,
1960).
1 — алевролиты с преобладанием мелкоалевритовой фракции (0,05—0,01 мм); 2 — алевролиты
с преобладанием крупноалевритовой фракции (0,10—0,05 мм); з—песчаники
мелкозер­
нистые (0,25—0,10.мм); 4 — песчаники средне- и крупнозернистые (0,5—0,25 мм; 1,0—
0,5 мм); I, II, III, IV, V, VI — классы коллекторов.
Полезная емкость, определенная с учетом остаточной воды,
д л я газа выражает по существу и динамическую пористость.
Исходя из того, что проницаемость является динамическим свой­
ством породы и находится в тесной связи с величиной и количествен­
ным содержанием фильтрующих пор, А. А. Ханин выявил опреде­
ленное соотношение между полезной емкостью (эффективной пори­
стостью) и проницаемостью для различных по гранулометрической
крупности типов песчано-алевритовых пород. Для удобства пользо­
в а н и я кривыми проницаемость и эффективная пористость предста­
в л е н ы в полулогарифмической системе координат (рис. 59).
Сглаживание фактических кривых производилось по уравнению
у = ах + Ь, где у — т — полезная емкость (пористость эффектив­
ная) и х — логарифм проницаемости.
Зоны, заключенные между линиями графика, характеризуют
гранулометрический состав пород, поэтому при установлении полез­
ной емкости (эффективной пористости) ими следует широко пользоэ
232
ваться, тем более, что линии графика сами но себе представляют
теоретически сглаженные кривые для пород, сложенных обломоч­
ными зернами в основном одной размерности.
В ряде случаев для определения гранулометрического типа породы
вполне достаточно провести тщательное макроописание или рас­
смотреть ее под бинокулярной лупой.
Для выявления связи были подсчитаны коэффициенты корреля­
ции, характеризующие соотношения проницаемости и полезной ем­
кости для каждого типа песчано-алевритовой породы. Величины
коэффициентов корреляции (0,99—0,97) указывают на наличие тес­
ной связи между проницаемостью и полезной емкостью.
При одной и той же проницаемости суммарное значение полезной
емкости будет выше у тех песчано-алевритовых пород, которые обла­
дают более тонким гранулометрическим составом; с ним связано
развитие пор более тонких сечений, суммарный открытый объем
которых выше, чем у пород, сложенных более крупным по размеру
обломочным материалом. Отношение эффективной пористости к от­
крытой пористости выражает коэффициент газо- или нефтенасыщен­
ности. Если принять объем пор за единицу и вычесть из нее величину
коэффициента газонасыщенности, то в итоге получим содержание
остаточной воды. Более подробное изложение методов определения
остаточной воды и сравнительных данных различных методов при­
ведено в работе А. А. Ханина (1963).
Соотношение между проницаемостью и эффективной пористостью
в простой системе координат выражают кривые проницаемости с из­
ломами в точках, близких к значениям проницаемости около 1 0 ,
100 и 500 мд при этом эффективная пористость соответственно равна
для среднезернистых песчаников — 1 1 % , мелкозернистых песча­
ников — 14% и алевролитов 1 6 — 2 0 % (Ханин, 1956). Участки кривых
проницаемости, расположенные слева от приведенных значений эф­
фективной пористости, характеризуют песчано-алевритовые породы
с пониженной и низкой проницаемостью; правая часть кривых от­
носится к породам, обладающим средней и высокой проницаемостью.
Выделенные группы с высокой и средней проницаемостью от 100
до 1000 мд и более (1-ая группа) и пониженной и низкой проница­
емости от 100 мд и ниже (2-я группа) подразделяются на шесть клас­
сов (I, I I , I I I , I V , V и VI) с проницаемостью соответственно от 1000 мд
и более, от 500 до 1000, от 100 до 500, от 10 до 100, от 10 до 1 мд
и меньше. Каждый класс коллектора содержит три типа пес­
чано-алевритовых пород: крупно- и среднезернистый (1—0,25 ли*),
мелкозернистый (0,25—0,10 мм) и алевритовый ( 0 , 1 0 — 0 , 0 5 ; 0,05 —
0,01 мм) с
различными
эффективными
емкостными
показа­
телями.
Вначале алевритовая группа коллекторов А. А. Ханиным (1956)
не разделялась. В дальнейшем новые опытные данные позволили
выделить две группы по преобладанию гранулометрических фрак­
ций — 0,10—0,05 и 0,05—0,01 мм. Сделаны уточнения при выделении
нижнего предела промышленной ценности коллекторов, для чего
233
Т а б л и ц а
18
Оценочная классификация песчано-алевритовых коллекторов
нефти и газа с межзерновой пористостью
( п о Х а н и н у , 1956,
1965)
Класс
кол­
лек­
тора
I
II
III
IV
V
V I
Название породы по
преобладанию грануломет­
рических фракций (струк­
турные типы пород)
Полезная
емкость (по­
ристость эф­
фективная), %
5г16,5
.^20
Песчаник
Песчаник
Алевролит
тый
Алевролит
среднезернистый
мелкозернистый
крупнозернис­
Песчаник
Песчаник
Алевролит
тый
Алевролит
среднезернистый
мелкозернистый
крупнозернис­
мелкозернистый
21,5-23,5
26,5-29
Песчаник
Песчаник
Алевролит
тый
Алевролит
среднезернистый
мелкозернистый
крупнозернис­
11-15
14-18
мелкозернистый
16,8-21,5
20,5—26,5
Песчаник
Песчаник
Алевролит
тый
Алевролит
среднезернистый
мелкозернистый
крупнозернис­
мелкозернистый
10-16,8
12—20,5
Песчаник
Песчаник
Алевролит
тый
Алевролит
среднезернистый
мелкозернистый
крупнозернис­
0,5—5,8
2—8
мелкозернистый
3,3-10
3,6-12
Песчаник
Песчаник
Але пролит
тый
Алевролит
среднезернистый
мелкозернистый
крупнозернис­
<0,5
<2
мелкозернистый
<3,3
<3,6
мелкозернистый
>23,5
5г29
Проницае­
мость по
газу, мд
Характеристика
коллектора по про­
ницаемости и
емкости
Очень
высокая
SsIOOO
15-16,5
18-20
500—1000
Высокая
100—500
Средняя
5,8-11
8-14
10-100
1—10
<1
Пониженная
Низкая
1
Весьма
низкая;
обычно не имеет
промышленного
значения
П р и м е ч а н и я . 1. Песчаники крупнозернистые как коллекторы нефти и газа встре­
чаются сравнительно редко. Их характеристику можно получить, изпользуя график
(рис. 59), для чего точки следует располагать ниже линии проницаемости для среднезер­
нистых песчаников.
Полезная емкость рассчитана с учетом остаточной воды.
2 . Песчаник среднезернистый—диаметр частиц от 0,50 до 0,25 мм; песчаник мелкозерни­
стый—диаметр частиц от 0,25 до 0,10 мм; алевролит крупнозернистый—диаметр частиц
от 0,10 до 0,05 мм; алевролит мелкозернистый —диаметр частиц от 0,05 до 0,01 мм.
введен V I класс пород-коллекторов с проницаемостью < 1 мд. Породы
с абсолютной проницаемостью менее 1 мд обычно в естественных
условиях пласта содержат до 9 0 % и более остаточной воды, и в них
234
эффективная проницаемость практически отсутствует. Таким образом,
породы с проницаемостью менее 1 мд не рассматриваются к а к кол­
лекторы промышленного значения (класс V I ) .
Для удобства пользования кривыми проницаемости последние
были сглажены и представлены в полулогарифмической системе
координат. В результате несколько уточнились соотношения между
эффективной пористостью и проницаемостью, вошедшие в класси­
фикационную схему 1956 г. Однако э т и изменения оказались н е ­
значительными (Ханин, 1 9 6 3 , 1964).
Соотношение между эффективной пористостью т и проница­
емостью к может быть выражено функцией
э
k = f(m ,
s
T),
где к — проницаемость (по г а з у ) ; т — пористость эффективная
в % ; T — тип песчано-алевритовой породы, зависящий от г р а ­
нулометрического состава.
э
Распределение коллекторов по проницаемости и эффективной
пористости на классы показано в табл. 1 8 .
Классы песчаных коллекторов по классификационной схеме
А. Г. Алиева и Г. А. Ахмедова (1958) характеризуются по проница­
емости и эффективной пористости, определенной методом П. П. А в дусина и М. А. Цветковой, без выделения групп по гранулометри­
ческому составу (табл. 19). Приведенные ими интервалы значений
эффективной пористости для групп коллекторов А и В слишком
широкие, что затрудняет детализацию коллекторских показателей
пород.
Схема классификации коллекторов И. А. Конюхова (табл. 20)
занимает среднее положение между классификационными схемами
П. П. Авдусина и М. А. Цветковой и Ф . А. Требина.
Т а б л и ц а
19
Схема классификации коллекторов н е ф т и и газа
по А . Г. А л и е в у и Г. А . А х м е д о в у
(1958)
Класс
коллек­
тора
Проницае­
мость, мд
I
II
>1000
500—1000
III
IV
100—500
10—100
V
б и ­
характеристика
проницаемости
Высокопроницаемые
Хорошо проницаемые
Среднепроницаемые
Слабопроницаемые
Плохо
проницаемые
Эффективная
пористость,
% (по баке­
литу)
Характеристика
емкости
Группа
кол­
лекто­
ров
15
Большая
А
5-15
Средняя
В
< 5
Малая
С
235
Т а б л и ц а
Схема классификации коллекторов нефти
п о И . А . К о н ю х о в у (1961)
Группа
Класс
Эффективная
кол­
Проница­
пористость,
% (по баке­ емость, мд лек­
тора
литу)
А
высшей
емкости
и
20
газа
Литологический тип терригенных пород
1000
I
П е с к и и рыхлые песчаники, среднезернистые, хорошо отсортированные,
с хорошо окатанной
изометрической
формой частиц
1000-500
II
Пески и рыхлые
песчаники,
мел­
козернистые, хорошо
отсортирован­
ные; алевриты
песчаные
500-300
III
П е с к и и рыхлые песчаники
алев­
ритовые; алевриты и рыхлые
алев­
ролиты
крупнозернистые,
хорошо
отсортированные
300—100
IV
Песчаники мелкозернистые;
алев­
ролиты
крупнозернистые;
породы
среднеотсортированные,
слабокарбо­
натные (до 10%)
100-50
V
А л е в р о л и т ы мелкозернистые, сред­
неотсортированные,
карбонатные
(до 15%)
50-10
V I
Песчаники
глинисто-алевритовые;
супеси; алевролиты
мелкозернистые
и тонкозернистые; глинистые; поро­
ды плохо
отсортированные,
сильно
к а р б о н а т н ы е (до 2 0 % )
V I I
Песчаники
глинисто-алевритовые;
алевролиты глинисто-песчаные; алев­
ролиты
песчано-глинистые;
тон­
козернистые, сильно глинистые,
по­
роды плохо отсортированные,
силь­
н о карбонатные (до 2 5 %
и
больше)
15
Б
средней
емкости
15-5
В
малой
емкости
^ 5
10-1
Рассмотрение ряда оценочных классификаций коллекторов нефти
и г а з а позволяет сопоставить их друг с другом. Первый (I) класс
коллектора по классификации А. А. Ханина достаточно хорошо
у в я з ы в а е т с я , с классом А по классификации П. П. Авдусина
и М. А. Цветковой, I классом Г . И. Теодоровича, А. Г. Алиева
и Г . А. Ахмедова, И. А. Конюхова и занимает верхнюю часть класса
A по схеме Ф . А. Требина.
1
236
Второй (II) и третий ( I I I ) классы схемы А. А. Ханина соответ­
ствуют I I Г. И. Теодоровича, нижней части класса A и верхней
части B классификации Ф . А. Требина, включают в себя классы
В и С схемы П. П. Авдусина и М. А. Цветковой, соответствует
I I и I I I классам оценочной шкалы А. Г. Алиева Г . А. Ахмедова
и I I , I I I и IV классам схемы И. А. Конюхова.
Четвертый (IV) класс схемы А. А. Ханина соответствует I I I
классу Г. И. Теодоровича, нижней части класса B и верхней части
класса В Ф . А. Требина, классу D П. П. Авдусина и М. А. Цветко­
вой, I V классу А. Г. Алиева и Г. А. Ахмедова и классам V - V I
схемы И. А. Конюхова.
Пятый (V) и шестой (VI) классы схемы А. А. Ханина соответ­
ствуют I V и V классам Г . И. Теодоровича, нижней части класса
В Ф . А. Требина, классу E П. П. Авдусина и М. А. Цветковой,
V классу А. Г. Алиева и Г . А. Ахмедова и V I I классу И. А. Коню­
хова (класс пород с проницаемостью ниже 1 мд им не выделен).
Используя классификации коллекторов, основанные на сопоста­
влении проницаемости с полезной емкостью (эффективной пористо­
стью), строят карты развития коллекторов по преобладающим
классам, что в сочетании с другими геологическими факторами
позволяет решить вопросы, связанные с поисками новых месторо­
ждений нефти и газа и оценки продуктивных пластов.
1
1
1
О структуре поровых пространств и о фильтрующих свойствах
глинистых газонефтеупоров
Глинистые газонефтеупоры, способные играть роль экранов,
называют покрышками газовых и нефтяных залежей. Экранирующая
способность глин зависит от ряда факторов, к которым относят
состав глин, их мощность, сплошность, отсутствие литологических
окон и труднопроницаемость. Если первые из перечисленных выше
характеристик и параметров в какой-то степени умеют определять
и по ним накоплены фактические данные по ряду районов, то в меньшей
мере это можно отнести к последнему свойству — труднопроницаемости глин. Фактические сведения оценочного характера обычно
отсутствуют. Однако труднопроницаемость глин определяет их экра­
нирующую способность.
Вода, заполняющая систему поровых каналов тонкопористых
природных сред, находится в ней в связанном (пристенные слои
жидкости) и в свободном состоянии. Жидкость удерживается в си­
стеме поровых каналов молекулярно-поверхностными силами и си­
лами капиллярного давления.
Связанная вода (пристенные слои), находясь в упругосжатом
состоянии, благодаря проявлению молекулярно-поверхностных сил
обладает аномальными свойствами.
В зависимости от энергии этих сил, а также от взаимодействия
скелета породы с насыщающим поровую систему электролитом
пленочный пристенный слой будет обладать той или иной толщиной.
237
Рядом исследователей доказана повышенная вязкость гидратного
(диффузного) слоя вокруг глинистых частиц, которая затрудняет
движение воды в поровых каналах.
При соответствующем повышении градиента давления в движение
вовлекаются слои рыхло связанной воды, расположенные на пери­
ферии диффузного слоя и способные участвовать в капиллярных
явлениях. Чтобы газ мог пройти по тонким капиллярным ходам,
обычно менее 2 ж в диаметре заполненных жидкостью, и оттеснить
последнюю, необходимо превысить капиллярное давление системы.
Она скажется на вытеснении к а ­
пиллярно-удерживающейся
жидко­
сти и некоторой части рыхло связан­
ной воды.
Давление прорыва соответствует
вектору давлений, состоящему из
суммы капиллярного давления и да­
вления сдвига, позволяющих про­
рваться газу (нефти) через водонасыщенный образец породы по од­
ному каналу или группе наиболее
крупных поровых каналов.
Малый размер поровых каналов
глинистых
пород-покрышек
0,1 —
0,01 мк и меньше требует сравни­
3500
тельно больших давлений насыща­
Р и с . 60.
Зависимость
плотности
ющих их вод для осуществления про­
глинистых
пород от г л у б и н ы за­
легания и возраста отложений.
талкивания через систему поровых
1 — Урало-Волжская нефтегазоносная
каналов газа (нефти).
область (Муханово), глинистые по­
роды верхнего (кыновские, пашийПо данным А. Леворсена (1958),
ские) и среднего (живетские) девона;
Z — Восточное Предкавказье (Русский
для
очень тонкой глины (зерна диа­
Хутор, Зимняя Ставка, Правобереж­
ная, Максимокумская,
Арагирская
метром 1 0 ~ л ш ) , насыщенной водой,
и др.), глинистые породы из разде­
для проталкивания нефти необхо­
лов между
I—XIII продуктивными
пластами нижнего мела и верхней
димо давление вытеснения
около
юры.
40 am, а для глины менее тонкой
(зерна диаметром 4 - 1 0 ~ мм) — д а ­
вление более 1 am. Однако отсутствие сведений о плотности, пори­
стости, проницаемости и структуре порового пространства таких
глин не дает возможности более полно судить о их экранирующих
свойствах.
Кроме минералогического состава глин мы изучалргих плотность,
структуру порового пространства, проницаемость и возможность
прорыва газа через них. Литературные данные по этому вопросу
оказались крайне незначительны.
Результат
проведенных
во
В Н И И Г а з е работ изложены ниже.
Ряд исследователей показал, что глины по мере глубины их погру" жения претерпевают структурные изменения, сказывающиеся в отдаче
части свободной воды, увеличении плотности и уменьшении пори­
стости. Эти структурные изменения в различных по геологическому
4
3
238
•строению районах, в разных по возрасту и составу глинах могут
быть неодинаковы. Даже в случае однотипности глин по составу
и при одних и тех же глубинах их залегания, но при различии в воз­
расте изменение плотностной характеристики глин не будет одина­
ковым. Т а к , проведенное нами изучение девонских глин Муханово
(Волго-Уральская область) и мезозойских глин Западного Пред­
кавказья показало, что время уплотнения при прочих равных усло­
виях имеет огромное зна­
чение.
Глины девона за про­
шедшее
геологическое
время уплотнились больше
мезозойских глин, и ли­
ния уплотнения их приоб­
ретает постепенно консо­
лидированный
характер,
в то время как глины ме­
зозоя еще далеки от него
(рис. 60). Следовательно,
можно прийти к выводу
о значительном влиянии
времени нахождения по­
род под нагрузкой на ве­
личину уплотнения.
Изменение
плотности
Р и с . 61. З а в и с и м о с т ь
плотности
ГЛИН, г л и ­
глин с глубиной залега­ н и с т ы х а л е в р о л и т о в и и з в е с т н я к о в г л и н и ­
ния также рассматрива­ с т ы х о т г л у б и н ы з а л е г а н и я ( З а п а д н о е П р е д ­
кавказье).
лось в мезозойском ком­
плексе некоторых районов J — алевролиты глинистые некарбонатные; г — гли­
алевритистая некарбонатная; 3 — известняк ор­
Скифской и
Туранской наганогенный
глинистый; 4 — глина карбонатная.
плит.
При изучении мезозойских глин-покрышек Западного Предкав­
казья последние в связи с различиями в их уплотнении были диф­
ференцированы на две группы: глины, не содержащие карбонатных
солей, и глины карбонатные. Кроме глин были рассмотрены алевро­
литы сильно глинистые. Алевролиты
глинистые,
содержащие
преимущественно мелкоалевритовую фракцию (0,05—0,01 мм), при
уплотнении на глубинах свыше 2000 м по своим плотностным свой­
ствам и низким фильтрационным показателям приближаются к гли­
нам, содержащим алевритовую примесь.
Уплотнение глин, содержащих карбонатные соли, до глубины
3000 м происходит более интенсивно по сравнению с глинами не­
карбонатными. Особенно это заметно до глубины 2000 м (рис. 61).
По-видимому, большее содержание связанной воды в глинах не­
карбонатных сказалось на относительном противодействии уплотне­
нию под влиянием геостатической нагрузки в большей мере, чем
у глин карбонатных, характеризующихся меньшим количеством
крепко связанной воды и меньшей толщиной гидратного слоя.
239
Ниже 3000 м геостатическое давление достаточно большое и
глины вне зависимости от содержания в них карбонатных солей
уплотнены более или менее одинаково.
В интервале глубин 1000—2000 м глины характеризуются плот­
ностью в среднем от 2,05 до 2 , 3 4 г/см , на глубине 3000 м плотность
возрастает до 2,55 г/см , на глубине 4000 м — до 2,65 г/см и на
глубине 4500 м — до 2,70 г/см .
Сравнение плотностной характеристики различных по составу
глин (рис. 62) показывает, что при прочих равных условиях глины
с каолинитом и отчасти с гидро­
слюдой уплотняются более ин­
тенсивно, чем глины со смешанно-слоиным минералом, в
особенности глины с монтмо­
риллонитом (минералогия глин
изучена В . М. Лазаревой). Т а к ,
на глубине от 500 до 1500 м
глины с каолинитом характери­
зуются
плотностью
2,44—
2,48 г/см ,
с гидрослюдой —
примерно 2,42 г/см , со смешанно-слойным минералом — 2 , 2 8 —
2,30 г/см и с монтмориллони­
том — 2,10 г/см .
На глубине 2500 м глины
со смешанно-слойным минера­
лом имеют плотность от 2,46
Рис. 62. Изменение п л о т н о с т и р а з л и ч ­
до 2,57 г/см ,
в то время к а к
н ы х п о минералогическому составу г л и н
плотность глин с монтморил­
в зависимости
от
глубины
залегания
лонитом — 2,38—2,43
г/см .
(Западное
Предкавказье).
В
интервале
глубин
3
0
00—
Jf — монтмориллонит; 2 — смешанно-слойный
минерал;
3 — каолинит;
4 — гидрослюда.
4000 м глины с гидрослюдой и
каолинитом
характеризуются
плотностью 2,64—2,70 г/см , глины со смешанно-слойным минера­
лом — плотностью от 2,44 до 2,61 г/см .
Приводимые факты различной уплотняемости разных по мине­
ралогическому составу глин, залегающих на одних и тех же г л у ­
бинах, объясняются особенностями строения их кристаллических
решеток, которые сказываются на степени активности глин к гидра­
тации. Минералы, содержащие в большем количестве связанную
воду (монтмориллонит), чем другие (каолинит, гидрослюда), уплот­
няются при тех же нагрузках в меньшей степени из-за связанной
воды, играющей роль буфера при приложении на глины геостати­
ческих нагрузок. Весьма интересным оказалось прослеживание
характера уплотнения глин-покрышек по мере их погружения в раз­
резах осадочного чехла Бухарской ступени (Газлинский, Каганский
и Мубарекский выступы), Бешкентского прогиба и Чарджоуской
ступени Амударьинской нефтегазоносной области. Характерным
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
240
для этой области является приуроченность групп локальных анти­
клинальных нефтегазоносных структур к выступам фундамента.
Осадочные толщи, облекающие породы фундамента, в своем вы­
сотном распределении следуют рельефу последнего. Отсюда и раз­
личие в геостатической нагрузке на глины-покрышки, регионально
прослеживающиеся в данной нефтегазоносной области, а также
различия в уплотнении и
изменении пористости глин
в зависимости от их зале­
гания в тех или иных тек­
тонических
условиях
(табл. 2 1 , рис. 63).
Одновозрастные толщи
осадков в том числе и
глины-покрышки в Чарджоуской ступени и Бешкентском прогибе по сра­
внению с Бухарской сту­
пенью погружены на боль­
шие глубины, что сказа­
лось на более высокой
степени их уплотнения.
Прямолинейность
линий
графика (рис. 63) указы­
вает на то, что как уп­
лотнение глин, так и из­
менение их пористости в
основном зависит от степе­
ни погружения слоев. При­
чем для Бухарской сту­
Р и с . 63. И з м е н е н и е п о р и с т о с т и и
плотности
пени равная степень уп­
мезозойских г л и н - п о к р ы ш е к в разрезе
лотнения глин и одинако­ д у к т и в н о й т о л щ и А м у д а р ы ш с к о й н е ф т е гпа рз оо ­­
вая пористость в рассмот­
носной области.
ренных разрезах намечает­ Б у х а р с к а я с т у п е н ь : 1 — Каганский вы­
2 — Газлинский
3 — Мубарекский вы­
1Й выступ;
Bb
ся с глубины залегания ступ;
ступ; 4 — Чарджоуская ступень (площадь Уртабу­
X V I горизонта, т. е. в верх­ лак); S —Бешкентский прогиб (площадь Северный
Камаши); а — плотность; б — пористость.
ней юре.
По сравнению с мезозойскими глинами Каганского выступа
одновозрастные глины Чарджоуской ступени (Уртабулак) уплотнены
на 1 5 % больше и характеризуются меньшей пористостью примерно
на 4 0 % . Еще в большей степени уплотнены глины Бешкентского
прогиба. Сопоставление абсолютной проницаемости по газу (опреде­
ление проводилось при всестороннем обжатии равном 400 am и пере­
паде давлений 10 am) и плотности образцов глин-покрышек в воз^
душно-сухом состоянии показало наличие тесной связи между этими
величинами (рис. 64). Глины плотностью 2,20 г/см
характеризу­
ются (средние данные) проницаемостью 5 • 1 0 ~ мд, при плотности
2,30 г/см
проницаемость составляет 8 - 1 0 ~ ж д ,
при плотности
3
3
3
16 з а к а з
4
2211.
241
2 , 4 0 г/см
— 3•1O
9
и
мд,
-4
плотности 2 , 5 5 г/см
3
В
то
же
время
при
плотности
— 4•1O
-6
2,50
г/см
3
—
7- IQr
мд
5
мд.
зафиксировано
снижение
проницаемости
глин
с глубиной и х п о г р у ж е н и я . Т а к , д л я глин-покрышек Амударьинской
Т а б л и ц а 21
Плотность и пористость глин-покрышек мела и юры районов
Амударьинской нефтегазоносной области
(в числителе—плотность в г/см^,
в знаменателе — пористость в %)
Бухарская ступень
Возраст
Горизонт
Газлинский
выступ
Ka ганский
выступ
Мубарекский
выступ
Бешкетский
прогиб
Чарджо­
уская
ступень
2,30/12,5
2,38/11,7
Сеноман
IX
X
2.09/19,8
2,12/17,5
1,99/22
2,04/20
2,12/15,6
2.14/14
2.37/11,4
2-43/12,2
Альб
Апт
Неоком
XI
XII
XIII
XIV
2,14/15,1
2,20/14,9
2.31/11,0
2,32/9.4
2,16/16,4
2,26/15,5
2,28/14
2,29/13
2.22/13,6
2,23/13.4
2,30/10.5
2,34/8.5
2-47/4,4
2,51/4-9
2,54/3-5
Келловей-окс-
XV
XVI
2,36/9,3
2.38/4 6
2,34/11,5
2,36/11
2,40/7,1
2,40/4,8
XVIII
—
—
2.56/2,8
форд
Средняя юра
2,50/5.2
2,53/4,6
2,55/4,4
2,62/1-5
—
—
Т а б л и ц а 22
Результаты изучения структуры порового пространства
и проницаемости глинистых пород
Порода
Диапазон
встречаю­
щихся диа­
метров пор,
MK
Глина алевритистая
То же
»
»
Глина алевритовая
0.016—0.064
0,016—0,080
0,010—0.100
0,012—0.160
0,014—0.400
Алевролит сильно глинис­
0,016-0,500
тый
0,012—2,00
Глина алевритовая
Алевролит сильно глинис­
0,016—0,250
тый
0,012—5,00
То же
0-016-6,400
Глина алевритовая
242
Диапазон
преобладаю­
щих диамет­
ров пор, МП
Диаметр пор
максимальных
сечений и и х
содержание
Проницае­
мость абсо­
лютная по
газу, мд
мп
I %
0,020-0.080
0,016—0,080
0.010-0,030
0.016—0,040
0,014—0,040
0,064
0,080
0,10
0,160
0,400
14
10
18
2
1
0,016-0-100
0,016-0,050
0,500
2,000
3
1
3 • 1(Г*
5 • 10-*
0,016-0,120
0,016-0,160
0.016—0,120
0,250
5,000
6,400
1
1
1
8 • 10"*
5,4- Ю
7,5-Ю-з
1,12-10-5
1,7-10-5
6 • ю-6
6.9 • 1 0 ~
2.6 • 1 0 ~
5
4
-
3
и Центрально-Туркменской нефтегазоносноых областей проница­
емость на глубинах 1500, 2000, 2500 и около 3000 м соответственно
равна 5 • 1 0 ~ , 5 • 10~ , 5 • 1 0 " и 5 • 10"* мд. Изучение давления прорыва
газа через насыщенные керосином образцы глин длиной 30 мм, которые
были всесторонне обжаты при давлениях 100—150 am и выдержи­
вались на установке под давлением от 180 до 1530 мин, показало
зависимость величины давления прорыва от проницаемости (экспе­
риментальная
часть
проведена
Проницаемость, мд
В . И. Черкашениновым под нашим
руководством). Глины с абсолютной
W 10°
проницаемостью по газу
равной
10~
мд
характеризуются
давле­
нием прорыва газа меньше 5 am;
при проницаемости 10~ мд — 30 aw;
10
мд — 55 am и 10~ мд — при­
близительно 80 am и выше 10~ мд —
ориентировочно 120 am и выше.
Так же как и в породах-коллек­
торах,
проницаемость
глинистых
пород находится в непосредствен­
ной зависимости от структуры по­
рового пространства, причем вели­
чина проницаемости в значительной
мере определяется содержанием пор
наибольших диаметров.
Геометрия порового
простран­
ства глин была изучена методом
ртутной порометрии при давлении до
1000 am.
В глинистых породах-покрыш­
ках
залежей газа
относительно
крупные поры (0,5—2 мк и выше)
Р и с . 64. З а в и с и м о с т ь
проницае­
по сравнению с мелкими (0,01 — м о с т и г л и н о т п л о т н о с т и ( А м у 0,05 мк) обычно содержатся в ко­ д а р ь и н с к а я и Ц е н т р а л ь н о - Т у р к ­
нефтегазоносные
об­
личестве, не превышающем одного м е н с к а я
ласти).
или нескольких
процентов.
Од­
нако доля участия их в создании
проницаемости составляет чаще всего около 4 0 — 7 0 % . Для примера
на рис. 65 приведены данные о порометрии и участии поровых кана­
лов в проницаемости для глины алевритовой. Д л я этой глины диапа­
зон встречающихся диаметров пор составляет 0,012—1,00 мк и пре­
обладающих — 0,016—0,050 мк, в то время как основное участие
в проницаемости осуществляется порами 0 , 4 0 — 1 , 0 мк.
Результаты изучения структуры порового пространства глини­
стых пород методом ртутной порометрии и их проницаемости
приведены в табл. 2 2 .
Зависимость проницаемости от максимальных размеров диаметров
пор, содержащихся в глинистых породах, приведена на графике
3
4
5
1
2
3
- 4
5
6
16*
243
(рис. 6 6 ) . Алевритовая примесь по мере увеличения ее содержания
в глинах оказывает влияние на структуру порового пространства.
Более чистые разности глин по сравнению с алевритовыми уплот-
0,01 0,0W 0,025 0,0ч 0,06k 0,1 0,16 0,25 OJt 0,6ч 1,0
Диаметр
поровых каналов, мк
Р и с . 65. Х а р а к т е р и с т и к а
структуры порового пространства
образца алевритовой
глины
(Ачак,
с к в . 3, г л у б и н а 1 7 9 7 —
1 8 0 0 м; m
= 14%; k = 7,2-10
мд).
Условные
обозначе­
н и я т е ж е , ч т о и н а р и с . 55.
- 3
0
няются интенсивней и характеризуются преимущественно тонкими
сечениями поровых каналов, а также низкой проницаемостью.
Глины алевритистые пористостью 1,4—3,4% и проницаемостью
1,12 * 1 0 — 6 * 10 мд
характеризуются однородной структурой
-5
-5
Т а б л и ц а
23
Группы глинистых пород по экранирующей способности
Группа
А
В
С
д
E
Максимальная
величина диа­
метра пор, MK
0.01
0.05
0,30
2
10
Проницаемость
абсолютная по
газу, мд
10-6
10
-5
Ю
Ю
-
4
-
8
10-2
Давление прорыва
газа через смоченную
керосином породу,
am
—
120
80
55
30
< 5
Экранирующая
способность
Весьма высокая
Высокая
Средняя
Пониженная
Низкая
П р и м е ч а н и е. Давление прорыва газа и экранирующая способность возрастут в
случае насыщения глин, в особенности содержащих набухающий компонент, водой слабой
минерализации.
порового пространства,
в очень незначительных
С увеличением в глинах
пространства их делается
244
диаметры поровых каналов изменяются
пределах и не превышают 0 , 0 8 — 0 , 1 0 мк.
алевритовой примеси структура порового
менее однородной.
В глинах алевритовых размеры порового
пространства изменяются в широких преде­
лах — от 0,014 до 0,50 и даже до 6 4 мк,
причем преобладают размеры от 0,016 до
0,12 мк. Пористость указанных глин равна
2 , 8 % и проницаемость 7,5 • 1 0 ~ — 8 • 1 O
мд.
Для оценки экранирующей
способности
глинистых пород, кроме общегеологических
факторов, могут служить основные и в то же
время наиболее объективные параметры, ха­
рактеризующие фильтрующие свойства: мак­
симальные размеры диаметров пор, прони­
цаемость и давление прорыва газа через на­
сыщенную жидкостью систему поровых каналов.
На основании установленной зависимости
между проницаемостью и основными парамет­
рами, характеризующими фильтрующие свой­
ства, составлена схема группировки глинистых
пород
по
их
экранирующей способности
(табл. 23). При монтмориллонитовом составе
глин и насыщении их полупресными водами,
влияющими на проявление
гидратационных
процессов, экранирующая способность глин
значительно возрастет.
3
-4
Р и с . 66. З а в и с и м о с т ь
проницаемости глинистых
по­
род (по газу) от м а к с и м а л ь н ы х диаметров
пор.
Глава
VIII
ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ О СТАТИСТИЧЕСКОЙ
ФАКТИЧЕСКИХ Д А Н Н Ы Х
ОБРАБОТКЕ
Статистика как учение о вариации исследует характер рассеяния
наблюдений относительно среднего значения и дает его численное
описание. Опыт применения математических методов в геологии
показывает, что они помогают в решении ряда статистических задач.
В статистике Р . А. Фишер (1958) выделяет три раздела: 1) учение
о совокупности; 2) учение о вариации; 3) учение о методах приве­
дения данных к компактной форме.
Статистическая обработка позволяет выделить из общей массы
факторов основные, определяющие данную совокупность наблюде­
ний. Выделение доминирующих характеристик позволяет предста­
вить совокупность наблюдений в компактной форме. Эти исчерпы­
вающие характеристики называют статистиками. Они различаются
не только по величине, но и по виду. Для выбора вида статистик
прибегают к учению о совокупности, опирающемуся на вероятно­
стные категории — генеральную совокупность и закон распределения
вероятностей появления признака.
Генеральная совокупность есть бесконечно большой гипотети­
ческий ряд однородных величин (наблюдений); однородность каждой
генеральной совокупности определяется видом распределения в ней
признака. Законом распределения случайной величины называется
всякое соотношение, устанавливающее связь между возможными
значениями случайной величины и соответствующими им вероятно­
стями. Каждое распределение характеризуется несколькими пара­
метрами, например нормальное распределение математическим ожи­
данием и стандартом. Математическое ожидание можно представить
к а к среднее из генеральной совокупности; стандарт — как среднее
квадратическое отклонение отдельных величин генеральной сово­
купности от своего математического ожидания. Сопоставляя опытное
распределение с гипотетическим, находят генеральную совокупность,
закон распределения которой наиболее полно совпадает с опытным.
Наиболее важной среди средних величин является средняя арифме246
тическая. Различают простую среднюю арифметическую и среднюю
арифметически взвешенную величину.
Среднеарифметическое значение параметра определяют по фор­
муле
4
где O , а ,
1
а — значения параметра; п — число измерений.
2
п
При наличии значительного числа определений параметра в раз­
личных точках среднее значение параметра вычисляют методами
статистики, пользуясь формулой
где A
A
A
(классе); Jt , к ,
11
21
n
1
2
— средние значения параметров в интервале
к — число определений в интервале (классе).
п
Средневзвешенное значение параметра вычисляют при наличии
закономерного изменения параметра, например, по площади. Вычис­
ление производят по формуле
где A , а ,
« „ — о т д е л ь н ы е наблюдаемые значения; / , / ,
/ — вес (частота) указанных наблюдений для различных значений.
Числовые значения отдельных величин в статистическом их
распределении могут быть более или менее рассеяны около их сред­
ней. Это рассеяние измеряется средним квадратом отклонений
отдельных величин от их средней.
Квадратическим отклонением называют рассеяние числовых зна­
чений отдельных величин около их средней величины, измеряемой
средним квадратом отклонений.
Среднее квадратическое отклонение б равно
1
2
х
2
я
где п — числа распределения некоторой величины, которая имеет
различную частоту / наблюдений; 2Л — сумма частоты наблюдений
для различных значений; X — условное значение соответствующего
интервала; 2/ — сумма частот во всей таблице распределения;
х — истинная средняя величина.
Среднее квадратическое отклонение характеризует меру р а с с е я ­
ния. Чем больше эта величина, тем больше рассеяны около средней
1
247
ее отдельные значения- На основе среднего квадратического откло­
нения можно вычислить коэффициент вариации V
1
i;=-A_.100
e
т. е. отношение среднего квадратического отклонения к средней
арифметической, выраженной в процентах. Коэффициентом вариации
пользуются для сравнения масштабов колебания разных признаков
или одного и того же признака, но в разных совокупностях, когда
уровни, около которых колеблются значения величины признака,
различны (M. А. Жданов, 1952).
При наличии . большого статистического ряда варьирующей
величины и различных частот наблюдений сопоставляются ряды
распределения по интервалам зна­
чений величины варьирующего при­
знака. Группировка статистической
совокупности величин в таблицу рас­
пределения
облегчает вычисление
всех
необходимых
статистических
величин. Для этого выбирается ин­
тервал значений величины варьи­
рующего признака.
Величина ин­
тервала зависит от величины ряда
распределения и задач,
стоящих
перед исследователем.
При составлении логарифмичеРис.
67.
График
зависимости
ского ряда
распределения,
если
между д в у м я п е р е м е н н ы м и а и Ъ.
исследуемая величина
колеблется
в значительных
интервалах или
изменяется по закону геометрической прогрессии, все интервалы
распределения берутся в логарифмах чисел исследуемой величины.
Независимой переменной называется величина, изменения кото­
рой обусловливаются причинами случайного характера. Зависимой
переменной величиной называется величина, изменения которой об­
условливаются изменениями другой величины.
Функциональной зависимостью или точной связью между дву1йя
переменными называется такая зависимость, при которой каждому
определенному значению одной переменной соответствует опреде­
ленное значение другой переменной. Эта зависимость может быть
выражена уравнением, отражающим форму точной связи между
двумя переменными.
Неточными или приближенными (статистическими) связями назы­
ваются такие связи, когда каждому определенному значению одной
переменной величины соответствует несколько значений другой
переменной величины.
Теория корреляции входит как основной раздел в учение о вариа­
ции. Физическая сущность корреляции состоит в том, что взаимно
248
зависимые признаки являются следствиями ряда причин; зависи­
мости такого рода не функциональны, так как связь между отдель­
ными объектами случайна и устанавливается лишь статистически,
в массе. Плотность подобной связи характеризуется коэффициентом
корреляции г. Аналитическое выражение этой зависимости назы­
вается уравнением регрессии.
Корреляционный анализ занимает особое место при изучении
сложных явлений и процессов, так как позволяет вскрывать связи,
не поддающиеся непосредственному наблюдению.
Коэффициент корреляции г определяется по формуле
где г — коэффициент корреляции; tg а — тангенс угла наклона
прямой зависимости а от Ъ к оси х\ tg P — тангенс угла наклона
прямой зависимости Ъ от а к оси у.
Чем меньше разбросаны отдельные экспериментальные точки
на графике зависимости между двумя переменными, т. е. чем больше
связь между сопоставленными переменными, тем ближе сходятся
они вокруг общей средней линии, проведенной через все экспери­
ментальные точки (рис. 67).
При этом а = P = 45° или а + р* = 90°. Тогда
и,
следовательно.
Таким образом, значение коэффициента корреляции, равное 1,
отвечает наличию точной связи между переменными. Чем больше
разбросаны отдельные точки, т. е. чем меньше связь между сопоста­
вимыми переменными, тем больше расходятся друг от друга прямые,
проведенные по группам точек, приближающихся в одном случае
к оси х, а в другом — к оси у. При этом а = р * = 0 и г = 0. Таким
образом, значение коэффициента корреляции, равное нулю, отвечает
полному отсутствию связи между сопоставляемыми переменными.
Коэффициент корреляции является относительной величиной,
изменяющейся в пределах от нуля до 1. При определенных значениях
коэффициента корреляции зависимость между рассматриваемыми
свойствами может быть охарактеризована следующим образом:
г = 1 ~- 0,9 — прямая зависимость; г = 0,9 ч- 0,5 — хорошая зави­
симость; г = 0,5 -г- 0,4 — слабая зависимость; г << 0,4 — отсутствие
связи.
Чем больше количество измерений, тем точнее можно вычис­
лить г. Точность расчета г устанавливается вычислением средней
ошибки т по формуле
2
где г — коэффициент корреляции; п — число измерений.
249
Коэффициент корреляции г может иметь положительное и отри­
цательное значение. Положительное значение г указывает на то
что между изучаемыми переменными существует прямая зависи­
мость, т. е. увеличение значения одной переменной соответствует
увеличению другой. Отрицательное значение г указывает на наличие
обратной зависимости, т. е. увеличению значения одной переменной
соответствует уменьшение другой.
Изучение взаимосвязи между переменными, представляющими
собой те или иные статистические совокупности, обычно проводят
с помощью корреляционных таблиц зависимости. По этим таблицам
вычисляют зависимость между переменными, определяют коэффи­
циент
корреляции
математическим
путем и производят оценку точности
кривых зависимости. Способ составле­
ния корреляционных таблиц состоит
в следующем. На листе бумаги, пред­
почтительнее миллиметровой, в боль­
шом масштабе наносят в горизон­
тальном направлении слева направо
строки,
включающие
определенный
интервал значений переменных х; в
свою очередь каждая графа таблицы
по вертикали сверху вниз содержит
интервалы
значений переменной
у.
Емкость
интервала
устанавливается
в зависимости от пределов изменения
обеих переменных.
Выбрав емкость
интервалов для каждого из сопостав­
ляемых параметров, наносится сетка на
таблицу. Разноска точек в корреля­
ционной таблице производится таким же способом, что и при гра­
фическом построении зависимости. Различие заключается лишь
в том, что точки в корреляционной таблице наносятся по клет­
кам, а не по точным координатам х и у. При большом числе дан­
ных для облегчения последующих подсчетов точки располагают
в определенном порядке.
В результате занесения данных в корреляционную таблицу
получают таблицу зависимости между переменными хну.
Корреля­
ционная таблица представляет собой двусторонний ряд распределе­
ний и дает распределение значений каждой из переменных по интер­
валам значений другой переменной.
Д л я получения линии зависимости между обеими переменными
для каждого интервала значений переменной х (для каждой графы)
вычисляется среднее значение переменной у для всех точек, попав­
ших в эту графу. При этом каждой точке придается значение у,
соответствующее значению интервала, в пределах которого нахо­
дится точка.
Данные табл. 24 представляют в виде ломаной линии, которая
т
250
является фактической кривой зависимости у от х (рис. 68). Сглажи­
ванием этой фактической кривой находят теоретическую кривую
зависимости у от х.
Т а б л и ц а
24
Корреляционная таблица зависимости общей пористости от содержания
карбонатного цемента в песчаной породе
Полулогарифмическая корреляционная таблица отличается от
выше рассмотренной лишь тем, что один из рядов распределения
включает интервалы переменной, выраженной не в числах, а в лога­
рифмах. Данные таблицы применяются в случае широких пределов
изменения одного из сопоставляемых параметров.
Полулогарифмическая корреляционная таблица составляется сле­
дующим образом. Вначале устанавливают числовые пределы (мини­
мальные и максимальные) изменения данного параметра, берется
их логарифм. В соответствии с полученными данными выбирается
емкость интервала (по логарифмам). Нанося пределы логарифмов
известной переменной, одновременно дают ее числовые значения,
в соответствии с которыми производится разноска фактических
данных в корреляционной таблице. На оси у обычно откладывают
значения переменной, которая неизвестна или трудноопределима
по сравнению с переменной, откладываемой на оси х.
251
При вычислении коэффициента корреляции по корреляционной
таблице используют метод моментов. Коэффициент корреляции
вычисляется по форму™
где
— сумма произведений каждого значения переменной х на
каждое значение переменной г/, деленная на общее число данных п;
у — средняя арифметическая у; х — средняя арифметическая х;
оу и G — соответственно среднее квадратическое отклонение для
ряда распределения переменной у и х.
Вычисление коэффициента корреляции производят путем соста­
вления специальной таблицы, дополняющей корреляционную таб­
лицу, по которой производится вывод коэффициента корреляции.
Обычно к корреляционной таблице с исходными данными добавляют
еще шесть граф вертикальных и шесть горизонтальных.
В I вертикальной и I горизонтальной строке таблицы (озаглавлен­
ных fy и J ) подсчитывается и проставляется число данных каждого
интервала у и каждого интервала х.
В о I I графе и I I строке (озаглавленных у и х) проставляются
условные обозначения интервалов для применения ко всем последу­
ющим вычислениям метода моментов. Условный нуль проставляется
в середине таблицы для интервалов у и ж, остальные интервалы
обозначаются 1; 2 . . . и т. д. и — 1 ; — 2 . . . и т. д . , причем нисходящие
(по значению переменной) интервалы имеют знак минус, а восходя­
щие — знак плюс.
В I I I графе и I I I строке (обозначенных f y и f x) проставляются
результаты умножения величин I графы (I строка) на данные
I I графы (II строка).
В I V графе и IV строке (обозначенных f y и f x )
проставляются
результаты умножения цифр I I графы (II строки) на цифры I I I графы
( I I I строки).
В V графе и V строке (обозначенных 2 У
2 ) проставляется
сумма значений (в условных обозначениях интервалов метода мо­
ментов) всех точек, попавших в каждый интервал переменной у
(V графа), и сумма значений (в условных обозначениях интервалов
метода моментов) всех точек, попавших в каждый интервал перемен­
ной х (V строка).
В V I графе и VI строке вычисляется х/у как произведение цифр
I I графы (II строка) на величины V графы (V строка).
После проведения указанных расчетов по каждой из граф, за
исключением I I графы, подводятся итоги. Итог VI вертикальной
графы должен быть равен итогу VI горизонтальной графы (строки).
Обозначения итогов будут следующие:
I rDacba и I стоока — п:
x
x
y
y
x
2
x
и
252
2
х
Получаемые с помощью корреляционных таблиц кривые зависи­
мости обычно представляют собой ломаные линии. Излом фактиче­
ских кривых связан с неуточненными при исследовании факторами.
Для интерполяции, а также для экстраполяции кривых необходимо
их сгладить, т. е. подыскать к данной ломаной линии наиболее
близкую теоретическую кривую. Форму связи между переменными
(прямая, парабола, гипербола и др.) устанавливают рядом методов:
путем наложения полученных средних точек на графики с различ­
ными координатными осями (приближенный метод); скользящей
средней; с помощью теоретических формул.
Сглаживание фактических кривых с помощью теоретических
формул основывается на применении способа наименьших квадратов.
Наиболее подходящей теоретической кривой к данной фактической
будет та, которая удовлетворяет следующему условию: сумма квад­
ратов отклонений всех ординат фактической кривой от наиболее
подходящей теоретической кривой составляет величину минималь­
ную.
На основании метода наименьших квадратов составляется пара
нормальных уравнений, решение которых дает возможность устано­
вить искомые параметры уравнения наиболее подходящей кривой
(Жданов, 1952; Фишер, 1958; Миллер и Каи, 1965).
В последнее время уделяется внимание вопросам хранения
геологической информации, созданию перфокартных блоков и систем,
что облегчает пользование материалами и проведение статистической
обработки.
253
ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА РУССКОЙ
ПЛАТФОРМЫ И СОПРЕДЕЛЬНЫХ ОБЛАСТЕЙ ЮГА СССР
ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ
РУССКОЙ
НЕФТИ И
ПЛАТФОРМЫ
ГАЗА
Р у с с к а я платформа является весьма крупной древней платфор­
менной структурой земной коры, занимающей большую часть Европы.
Н а западе она граничит с восточной частью герцинской складчатой
зоны Европы, опущенной на большую глубину и перекрытой мезо­
зойскими и кайнозойскими породами осадочного происхождения.
Н а юго-западе и юге Р у с с к а я платформа отделяется от альпийской
складчатой системы (Карпаты, Крым, Кавказ) передовыми проги­
бами; на северо-западе граничит с каледонской складчатой зоной
(Норвегия); на северо-востоке — со складчатыми сооружениями
раннекаледонского времени Канина полуострова и Тимана; на вос­
токе отделяется Предуральским прогибом от герцинской складчатой
зоны У р а л а .
Р у с с к а я платформа представлена докембрийским складчатым
фундаментом (архей, протерозой) и послепротерозойским осадочным
платформенным покровом мощностью до 4—5 тыс. м и больше.
Породы фундамента сложены сильно метаморфизованными гнейсами
и гранитами. На Балтийском и Украинском щитах и Воронежском
массиве породы фундамента выходят на поверхность.
Осадочный покров Русской платформы в нижней части слагается
предположительно верхнепротерозойской толщей главным образом
обломочных пород, распространенной по периферии платформы
и в древних впадинах. Среди отложений нижнего палеозоя широко
развиты кембрийские, среди среднепалеозойских — девонские и к а ­
менноугольные, в меньшей степени пермские породы.
Мезозойские и кайнозойские отложения преимущественно рас­
пространены в южной половине платформы.
Строение Русской платформы в различных районах неоднородно.
Выделяются структуры первого, второго и третьего порядков
(Н. С. Шатский, А. А. Бакиров). Н. С. Шатский к структурам пер­
вого порядка относит синеклизы (Московская, Прикаспийская и др.)
и антеклизы (Балтийский щит, Воронежский массив и др.).
А. А. Бакиров (1959) к структурам первого порядка относит
синеклизы, антеклизы, погребенные своды и выступы кристалличе­
ского фундамента; к структурам второго порядка — крупные вало254
подобные поднятия, прогибы, расположенные между антеклизой
и синеклизой, структурные уступы; к структурам третьего порядка —
локальные поднятия, осложняющие строение структур первых
д в у х групп.
Крупными положительными структурными элементами первого
порядка Волго-Уральской нефтегазоносной области являются Татар­
ский, Камский, Башкирский и Жигулевско-Пугачевский своды.
К отрицательным структурам первого порядка относятся В е р х н е Камская, Мелекесская и Ульяновско-Саратовская впадины. Сводо­
вые поднятия отделяются друг от друга седловинами.
В пределах сводов выявлен ряд структур второго порядка,
осложненных поднятиями третьего порядка. Локальные поднятия
обнаружены также и во впадинах (Верхне-Камской, Мелекесской,
Ульяновско-Саратовской и д р . ) . В центральных областях Русской
платформы к положительным структурно-морфологическим элемен­
там фундамента первого порядка относятся Балтийский щит, У к р а и н ­
ский щит, Воронежский массив (выступ) и Токмовский свод.
Отрицательными элементами структурного плана поверхности
докембрийского фундамента являются Средне-Русская и РязаноСаратовская впадины. В северной части Русской платформы тектони­
ческое строение определяется тремя крупными структурными эле­
ментами: Балтийским щитом, Тиманским кряжем и Мезенской сине­
клизой, которая является северным продолжением Московской
синеклизы. На западном склоне Мезенской синеклизы прослежи­
вается Сухонский вал и на восточном — Вятский и Сысольский
валы.
В западной части Русской платформы выделяют южный склон
Балтийского щита, северо-западное окончание Украинского кристал­
лического массива, Припятскую, Оршанскую, Брестскую, Жлобинскую, Полесскую впадины и другие тектонические структуры.
Припятская впадина представляет собой крупный внутриплатформенный прогиб, выполненный мощной толщей осадочных образо­
ваний. Наибольшей мощностью обладают девонские отложения.
Припятская впадина является северо-западным продолжением Днепровско-Донецкой впадины. В Припятской впадине наблюдаются
зоны, характеризующиеся неравномерным опусканием пород фунда­
мента. В депрессиях породы фундамента опущены на глубину до
4000—5000 м и в приподнятых частях — до 2000 м. Депрессии
(Шатилковская, Копаткевическая, Мозырская, Е л ь с к а я , Т у р о в с к а я )
разделяются выступами (Червоно-Слободский, Норовлянский, Цен­
тральный).
В юго-западной части Русской платформы отмечается плавное
погружение докембрийского фундамента и покрывающих его палео­
зойских образований в направлении к Предкарпатскому прогибу.
На всем протяжении вдоль края платформы проходит система
сбросов с суммарной амплитудой 1—2 км.
К Яворской, Калушской, Станиславской линиям сбросов при­
урочены многочисленные локальные структуры.
255
Между Украинским щитом и Воронежским массивом распола­
гается Днепровско-Донецкая впадина, которая представляет собой
грабенообразное понижение докембрийских сложно дислоцирован­
ных образований Русской платформы большой мощности (более 4 —
6 км). В пределах впадины кроме ее бортовых частей — северного
и южного склонов кристаллических массивов — выделяют цен­
тральный грабен и окаймляющие его зоны разломов. Центральный
грабен (средняя часть впадины) характеризуется более крупными
по сравнению с зонами окаймления складчатыми формами в осадоч­
ном чехле.
Основное различие крупных структурных элементов ДнепровскоДонецкой впадины заключается в разной степени нарушенности
кристаллического фундамента разломами и соответственно дислоцированности осадочного чехла. Отмечаются многочисленные границы
перерыва осадконакопления.
Днепровско-Донецкая впадина выполнена мощной толщей оса­
дочных образований девонского, каменноугольного, пермского,
триасового, юрского, мелового и кайнозойского возраста.
Девонские отложения в пределах Центрального грабена и южной
зоны его окаймления представлены в хемогенной и терригенной
фациях; к северо-западу в районе Чернигова девонские отложения
представлены толщей вулканогенно-осадочных пород. Мощность
девона примерно составляет 1200 м (район Чернигова) — 3400 м
(южная зона краевых дислокаций).
Каменноугольные отложения представлены всеми тремя отде­
лами. На северо-запад от Донбасса мощность каменноугольных
отложений, состоящих из аргиллитов, алевролитов и песчаников
с пластами известняков и маломощными прослойками углей, изме­
няется от 6000—8000 до 1500—2000 м.
Нижнепермские отложения представлены песчано-глинистыми
(до 1200 м мощности) известково-доломитовыми (100—600 м) и соленосными породами (до 400 м) и верхнепермские — толщей красноцветных терригенных пород (400 м).
Триас сложен песчано-глинистым комплексом пород (150—400 м).
Юрские отложения представлены песчано-глинистыми породами
(до 100 м). Нижнеюрские (северо-западная окраина Донбасса)
состоят преимущественно из песчано-гравийных пород, конгломера­
тов и глин, верхнеюрские — из глинистых пород.
В пределах Днепровско-Донецкой впадины выявлен ряд локаль­
ных поднятий, с которыми связаны нефтяные и газовые месторожде­
ния. Они в основном приурочены к северному обрамлению грабена.
В пределах Русской платформы ряд исследователей (Авров,
Блинников и д р . , 1963) выделяют группу нефтегазоносных бассейнов,
представляющих собой впадины в современной структуре земной
коры, выполненные относительно мощной осадочной толщей неметаморфизованных пород, содержащих скопления нефти и газа. Рас­
пространение последних связано с геологическим строением, литологическими особенностями пород, слагающих пласты, и гидрогео256
логической обстановкой бассейна. К подобным бассейнам относят
Волго-Уральский нефтегазоносный бассейн, Средне-Русский воз­
можно нефтегазоносный бассейн, Мезенский возможно нефтегазо­
носный бассейн, Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн, При­
каспийский нефтегазоносный бассейн, Северо-Европейский нефте­
газоносный бассейн (на территории СССР это Прибалтийская
и Львовская впадины), Белорусско-Украинский нефтегазоносный бас­
сейн (Днепровско-Донецкая и Припятская впадины).
Волго-Уральский нефтегазоносный бассейн охватывает
ряд
областей и автономных республик Р С Ф С Р , в том числе Пермскую,
Кировскую области, Татарскую, Башкирскую и Удмуртскую АССР,
Оренбургскую, Куйбышевскую области, большую часть Саратовской
области, частично Волгоградскую область (правобережье р. Волги).
К этой же территории отнесена и Астраханская область — право­
бережье Волги (Авров, Блинников, Брод и д р . , 1963).
Прикаспийский нефтегазоносный бассейн отделяется от В о л г о Уральского нефтегазоносного бассейна крупным структурным усту­
пом. Зона бортового уступа Прикаспийской впадины является
границей между этими двумя бассейнами.
Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн расположен между
Тиманским кряжем на западе и юго-западе и Уральским горным
сооружением на востоке и северо-востоке.
Средне-Русский возможно нефтегазоносный бассейн охватывает
обширную территорию центральной части Русской платформы.
По своему геологическому строению Средне-Русский басссейн пред­
ставляет собой крупный платформенный прогиб, расположенный
между Балтийским щитом, Воронежским массивом, Токмовским
сводом и Котельническим выступом фундамента. Наиболее глубокая
часть впадины расположена возле городов Любима, Шарьи и Кост­
ромы, где фундамент залегает на глубине около 3000 м.
Северо-Предкарпатский
нефтегазоносный
бассейн
приурочен
к Предкарпатскому краевому прогибу, к его внешней и внутренней
зонам.
Белорусско-Украинский нефтегазоносный бассейн
приурочен
к Днепровско-Донецкой и Припятской впадинам, расположенным
между Украинским и Воронежским кристаллическими массивами.
17 Заказ 2 2 1 1 .
Глава
IX
ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА ВОСТОЧНОЙ
И ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТЕЙ РУССКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Волго-Уральский
нефтегазоносный
бассейн
Волго-Уральский нефтегазоносный бассейн занимает восточную
часть Русской платформы. В настоящее время он является основной
нефтедобывающей базой в нашей стране. На его территории выде­
ляются Жигулевско-Пугачевский, Татарский, Оренбургский, Б а ш ­
кирский и Северокамский своды. Глубина залегания фундамента
на перечисленных сводовых поднятиях достигает 2000 м и более,
а во впадинах (Мелекесской, Б у з у л у к с к о й , Рязано-Саратовской)
и в Предуральском прогибе фундамент еще более погружен.
Комплекс осадочных образований, перекрывающих выступы
фундамента и глубокие впадины, охватывает большой стратиграфи­
ческий диапазон, от верхнего протерозоя до кайнозоя. Образования,
выполняющие погребенные впадины на юго-востоке Русской плат­
формы, обычно выделяются в так называемую бавлинскую свиту
(верхний протерозой — нижний девон). Она представлена терригенными породами, в которых зафиксированы некоторые признаки
нефтеносности. Благодаря этому с ними связаны некоторые перс­
пективы нефтегазоносности.
Общая пористость бавлинских песчаных пород, изученных по
керну, в основном составляет от 8 до 14% и проницаемость — от
0,1 до 35 мд, иногда до 280 мд. Т а к , на Калтасинской и Копей-Кубовской площадях (Башкирская АССР) пористость пород составляет
1 1 — 1 2 % , проницаемость — 100—150 мд; на Бородулинской и T a ныпской площадях (Пермская область) пористость равна 8 — 1 4 %
и проницаемость — 0,1—36 мд.
Основные продуктивные горизонты приурочены к отложениям
палеозоя (девон, карбон, пермь), в составе которого принимают
участие терригенные и карбонатные образования. Запасы промыш­
ленных категорий нефти сосредоточены в отложениях девона, в осо­
бенности в среднем отделе.
Разрез палеозойских отложений расчленяется на пять крупных
комплексов нефтегазонакопления. В кровле каждого из них зале258
гают труднопроницаемые породы, играющие роль покрышек (гли­
нистые и глинисто-карбонатные отложения кыновского, т у л ь с к о г о ,
каширского горизонтов, гидрохимические толщи кунгурского и к а ­
занского ярусов). Каждая из покрышек непосредственно экрани­
рует слои, отличающиеся региональной продуктивностью.
Регионально продуктивные слои наибольшего промышленного
значения на территории Волго-Уральского нефтегазоносного бас­
сейна залегают под покрышками того же возраста. Размещение
залежей нефти и газа связано со структурно-геологическим строе­
нием региона.
Оценка объемов нефтегазонасыщения разреза отложений пока­
зывает, что обычно наблюдается уменьшение насыщенности у г л е ­
водородами снизу вверх, т. е. от более древних к более молодым
комплексам нефтегазонакопления. Внутри каждого из этих ком­
плексов количество скоплений нефти и газа уменьшается в направле­
нии снизу вверх.
Девон
Девонская система наиболее широко развита на Русской плат­
форме. Ее образования залегают в основании платформенного чехла
и начинаются с отложений эйфельского и живетского ярусов сред­
него девона.
Эйфельский ярус мощностью от 10 до 27 м представлен известня­
ками, в основании которых часто встречаются слои песчаников
и алевролитов.
Живетский ярус мощностью до 95—160 м представлен воробьевским, старооскольским и муллинским горизонтами, состоящими
в основном из алевролитов, разнозернистых песчаников и глин.
В состав верхнего отдела девона входят франский и фаменский
ярусы. Во франском ярусе выделяются нижне-, средне- и верхнефранские подъярусы. Первый из них содержит пашийский и кыновский горизонты.
Среднефранский подъярус мощностью 65—160 м делится на
саргаевский, доманиковый и медымский горизонты, состоящие
в основном из известняков и доломитов.
Верхнефранский подъярус мощностью 70—180 м состоит из
д в у х горизонтов — воронежского и евлановско-ливенского, пред­
ставленных известняками и в меньшей мере доломитами.
В составе фаменского яруса мощностью 320—410 м выделяются
задонско-елецкие и данково-лебедянские слои,
представленные
в основном известняками и доломитами.
Распространение девонских отложений на территории В о л г о Уральской области описано в работах С. Г. Саркисяна и Г. И. Тео­
доровича, П. П. Авдусина, М. А. Цветковой и М. Г. Кондратьевой,
Н. Н. Соколовой, А. А. Трофимука и др.
Живетские отложения на Урале представлены в основном карбо­
натными породами. Среди нижнеживетских отложений западного
17*
259
склона Урала выделяют два комплекса отложений — нижний, или
терригенный, и верхний, или карбонатный.
Маломощные песчано-глинистые (с прослоями известняков) нижнеживетские отложения развиты главным образом в Туймазах, Б а в л а х ,
Ардатовке, Серафимовке, Шугурове, Ромашкине, а этого же типа
верхнеживетские отложения известны в Сызрани, Яблоневом Овраге,
Зольном Овраге и некоторых других пунктах. К отложениям верхнеживетского подъяруса в центральной части Волго-Уральской области
относят ардатовскую толщу (аксубаевскую в Татарии) продуктив­
ной нефтеносной свиты девона.
В Голюшурме (устье р. Иж) живетские отложения представлены
кварцевыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами. В Карлах
живетские породы подразделяются на два комплекса — карбонат­
ный (средняя и верхняя части разреза) и терригенный (нижняя
часть) — песчаники с прослоями алевролитов.
Ардатовскую толщу верхнеживетских отложений С. Г. Саркисян
и Г . И. Теодорович (1955) рассматривают совместно с нижнефранской нарышевской толщей в качестве единого генетического ком­
плекса (продуктивная свита).
В Туймазах нижнеживетские отложения представлены песчаноглинистым нижним комплексом и глинисто-карбонатным верхним.
В Байтугане живетские отложения сложены песчаниками, алевро­
литами, глинистыми и карбонатными породами.
Франский ярус подразделяется на Урале на два подъяруса.
Нижнефранские отложения представлены в нижней своей части
терригенными породами, получившими на западном склоне Среднего
У р а л а наименование пашийского горизонта.
В районах, где пашийский горизонт нефтеносен, он слагается
кварцевыми мелкопесчаными и нормальными алевролитами, аргил­
литами, мелкозернистыми песчаниками с прослоями известняков.
Минералогический комплекс песчано-алевритовых пород паший­
ского горизонта в основном остается постоянным для большинства
районов Волго-Уральской нефтегазоносной области.
Продуктивные горизонты девонской системы в пределах ВолгоУральской нефтегазоносной области имеют региональное распростра­
нение. Однако мощности их на данной территории не выдерживаются.
Коллекторские свойства девонских пород изменяются в широких
пределах. В целом они отличаются довольно высокими значениями
пористости и проницаемости.
*
Наиболее хорошие фильтрационные свойства отмечаются для
пород живетского яруса и пашийских слоев франского яруса.
Характерным для песчано-алевритовых коллекторов этих гори­
зонтов является исключительно хорошая сортированность и окатанность слагающих их минеральных зерен и часто присутствие незна­
чительных количеств цементирующих веществ.
В отложениях живетского яруса среднего девона открыты такие
уникальные месторождения нефти, как Ромашкинское, Туймазинское, Бавлинское, Шкаповское и др.
260
Ниже описаны породы-коллекторы продуктивных горизонтов
в разрезах ряда месторождений.
Туймазинское месторождение нефти расположено в юго-восточ­
ной части южного купола Татарского свода. Оно состоит из д в у х
поднятий — Туймазинского и Александровского. Наиболее обшир­
ным из них является Туймазинское. По девонским отложениям
общее Туймазинское поднятие имеет протяженность около 40 км,
а ширину до 20 км. Поднятие ориентировано в северо-восточном
направлении.
Характерной чертой Туймазинского поднятия является его
асимметричное строение. Вершина свода расположена вблизи отно­
сительно крутого юго-восточного крыла с углом падения около 2 ° ,
углы падения северо-западного крыла измеряются долями градуса.
Основная нефтяная залежь приурочена к базальным осадкам
пашийского горизонта, представленного в основном песчаниками
мелкозернистыми и алевро-песчаниками пласта
Д . Мощность
нижнепашийских песчаников изменяется от 0,8 до 17 м и в среднем
равна 9 м . В нижнепашийских отложениях обычно выделяются два
хорошо прослеживающихся алевро-песчаных прослоя, расчленя­
ющихся пропластком аргиллито-алевролитовых пород. Он непостоя­
нен по мощности на площади месторождения и на некоторых уча­
стках выклинивается. В ряде случаев наблюдается фациальное
замещение песчаных прослоев алевролитами глинистыми с низкой
проницаемостью.
В песчаниках и алевро-песчаниках преобладают массивные
текстуры, иногда в них наблюдается плохо выраженная косая
слоистость.
Обломочный материал песчано-алевритовых пород в основном
представлен угловато-окатанными и окатанными зернами кварца,
сцементированными главным образом глинистым цементом контакт­
ного типа (глины гидрослюдистого состава).
Особенностью продуктивных девонских отложений Туймазин­
ского месторождения является их чрезвычайная изменчивость по
площади и в вертикальном направлении. Из огромного количества
пробуренных на площади скважин нет ни одной, где бы разрез
повторялся.
В девонских отложениях основные разведанные запасы нефти
Туймазинского месторождения приурочены к песчаникам нижнефранского подъяруса верхнего девона ( Д ) и живетского яруса
среднего девона ( Д ) .
В разрезе терригенной части девонских отложений Туймазин­
ского месторождения выделяются пять песчаных пластов, из кото­
рых нефтеносными являются пласты Д (верхнепашийские слои
нижнефранского подъяруса), Д
(нижнепашийские слои верхнеживетского подъяруса), Д
(ардатовские слои живетского яруса)
и Д (ардатовские слои живетского яруса).
Песчаные пласты разобщены глинистыми разделами мощностью
от 4 до 12 м , которые иногда местами размыты. Этим обстоятельством
I
I
II
1
п
III
IV
261
объясняют гидродинамическую связь пластов Д и Д . Пласты Д
и Д
представлены кварцевыми песчаниками мелкозернистыми,
сложенными хорошо отсортированным и окатанным обломочным
материалом. Песчаники чередуются с тонкими прослоями алевроли­
т о в . Породы отличаются косой слоистостью, наличием неокатанных
остроугольных кусочков глин, переметным наслоением, рукавообразной формой песчаных отложений, что характерно для отложе­
ний текучих вод в континентальных условиях. В пластах Д и Д
выделяют по три песчаные пачки — нижнюю, среднюю и верхнюю,
которые разделены глинистыми пропластками. В пласте Д эти
глинистые прослои более мощные и имеют большую протяженность,
чем в пласте Д
В е р х н я я песчаная пачка пласта Д состоит из отдельных песча­
н ы х линз, частично изолированных друг от друга. Песчаники сред­
ней пачки пласта Д составляют основную массу пласта и прослежи­
ваются по всей площади месторождения, замещаясь в ряде случаев
алевролитами и аргиллитами. Песчаники нижней пачки имеют
рукавообразную форму и не прослеживаются по всей структуре.
Зоны развития нижней пачки песчаников пласта Д характери­
зуются наибольшей мощностью и наилучшей проницаемостью.
К этим зонам приурочено /
всех промышленных запасов.
В Туймазинских месторождениях основная доля запасов нефти
находится в песчаниках высокой проницаемости; в алевролитах
и алевритах заключается небольшое количество нефти. Характе­
ристика пористости и проницаемости песчаников пластов Д и Д
приведена в табл. 25.
г
п
п
т
п
:
1 Г
т
1
т
3
4
т
п
Т а б л и ц а
25
Характеристика песчаных пород-коллекторов девона
Туймазинского нефтяного месторождения
Нефтяной
пласт
Д п
Дп
Ярус, подъярус
Доминиру­
Порис­
Пористость Проница­
Коэффициент
ющий
тость
нефтенасы­
открытая, эффективная, емость, д диаметр
щенности
%
пор,
MK
%
Нижнефранский
20—23
18,5
0,45
7—12
0,86
Живетский
20—22
17,5
0,36
7—12
0,84
Содержание остаточной воды в пласте Д (скв. 1529 и 1607,
пробуренные на безводной нефтяной основе) колебалось от 2 до
1 0 0 % в зависимости от литологии пород. Подсчитанные средне­
взвешенные значения остаточной водонасыщенности по обеим сква­
жинам следующие: в песчаниках мелкозернистых — 9 , 7 % , в алевро­
литах — 4 0 , 5 % и в глинистых алевролитах — 7 3 % . Соответственно
проницаемость для этих пород равна 1 5 9 0 , 1 2 и 4 мд, а пористость —
х
262
2 2 , 3 , 13,6 и 7 , 7 % . Содержание хлоридов в остаточной воде в пере­
счете на хлористый натрий для тех же пород оказалось равным 18,7,
18,1 и 2 1 , 5 % (данные В Н И И и ЦНИПР Туймазанефть, 1963). В за­
контурной воде пласта Д содержание хлоридов равно 2 3 , 4 % .
Одним из основных нефтесодержащих горизонтов Шкаповского
месторождения является пласт Д , приуроченный к нижней части
ардатовских слоев живетского яруса и подразделяемый на нижнюю
и верхнюю пачки. Нижняя пачка мощностью от 0 до 10 м х а р а к т е ­
ризуется сильной лито логической изменчивостью. К северу и северовостоку от Шкаповского месторождения нижняя пачка постепенно
замещается аргиллитами и затем выклинивается. В основании ее
залегают аргиллиты мощностью до SM, выше которых развиты
кварцевые песчаники разнозернистые, обычно крупнозернистые,
часто в различной степени известковистые, алевритистые и глинистые,,
переходящие в алевролиты. Хорошо проницаемые разности песчани­
ков (свыше 100 мд) развиты в виде относительно нешироких полос,,
пересекающих площадь месторождения в юго-восточном и южном
направлениях и разделенных полосами слабопроницаемых (от 4 0 —
50 до 100 мд) и плохо проницаемых пород (менее 40—50 мд), име­
ющих ту же ориентировку. Линейную вытянутость зон развития
песчаников связывают с накоплением осадков горизонта Д
в усло­
виях донных течений. В восточной части месторождения наблюдается
более широкое по площади распространение песчаников.
В породах-коллекторах нижней пачки зафиксировано пять з а л е ­
жей нефти. Наиболее крупная приурочена к сводовой части Шкаповской складки.
Верхняя пачка также характеризуется литологической изменчи­
востью (песчаники, алевриты, алевролиты). В верхней части (мощ­
ность до 20 м) в основном развиты мелкозернистые разности песча­
ников и в нижней — песчаники крупно- и среднезернистые. Песча­
ники часто разделены пластами аргиллито-алевролитовых пород,
на несколько прослоев, кроме того, песчаные пласты нередко имеют
линзовидное строение или переходят в глинистые алевролиты.
К породам-коллекторам верхней пачки приурочено две залежи?
нефти, одна из которых имеет крупные размеры и относится к типу
пластовых сводовых, а другая выявлена на крайнем юго-западе
Шкаповского месторождения и приурочена, по-видимому, к неболь­
шому структурному поднятию, осложняющему юго-западное погру­
жение Шкаповской складки.
В зонах возрастания мощностей песчаников наблюдается у л у ч ­
шение коллекторских свойств, а также в ряде случаев слияние
нижней и верхних пачек в единый пласт мощностью до 2 0 — 2 4 м.
Пласт Д является одним из основных нефтесодержащих пластов
Шкаповского месторождения и приурочен к нижней части франского
яруса. Он подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю пачки,
характеризующиеся большой литологической изменчивостью. В мень­
шей степени это относится к средней пачке пласта Д
которая
представлена преимущественно песчаниками кварцевыми мелкот
1 У
1 У
г
1 ?
263.
и среднезернистыми, сложенными хорошо отсортированным обломоч­
ным материалом, неслоистыми, реже косослоистыми, с глинистым
цементом. Мощность средней пачки достигает 19 ж, составляя в сред­
нем 10 м; пористость пород 1 8 — 2 2 % и проницаемость 350—650 мд.
Песчаные породы данной пачки кое-где расслоены аргиллитами
и алевролитами на два-три прослоя.
В е р х н я я и нижняя пачки сложены чередующимися между собой
маломощными прослоями песчаников мелкозернистых, алевролитов
и аргиллитов. В верхней пачке прослои алевролитов и аргиллитов
преобладают над песчаными, тогда как в нижней больше развиты
песчаники мелкозернистые мощностью до 6 м, хорошо проницаемые
разности которых развиты в виде узких полос юго-восточного прости­
рания.
Чекмагушское месторождение девонской нефти расположено
в пределах Бирской седловины. Разрез терригенной толщи девона
в основном сходен с Туймазинским.
Продуктивные песчаные пласты Д и Д
представлены мелко­
зернистыми песчаниками. Они разделены друг от друга пачкой
аргиллито-алевролитовых пород, верхняя часть которых относится
к верхнепашийским слоям нижнефранского подъяруса, а нижняя
часть — к нижнепашийским слоям живетского яруса.
Основные запасы нефти приурочены к пласту Д , сложенному
мелкозернистыми песчаниками глинистыми, с низкой отсортированностыо обломочного материала мощностью от нуля до 12 м. Песча­
ники часто по площади на коротких расстояниях замещаются аргиллито-алевролитовыми породами, характеризующимися низкой про­
ницаемостью. Промышленная нефтеносность пласта Д в основном
приурочена к участкам повышенного залегания песчаников. Прони­
цаемость песчаников в среднем равна 350 мд и пористость 1 8 % .
Замечено, что с увеличением мощности песчаников в них содержится
меньше пелитового цемента и в силу этого коллекторские свойства
улучшаются.
Залежь пласта Д
в пределах Чекмагушского месторождения
благодаря структурным условиям развита ограничено. Она приуро­
чена к присводовой части небольшого, слабо выраженного под­
нятия.
Пласт Д
представлен мелкозернистыми кварцевыми песчани­
ками и крупнозернистыми алевролитами мощностью до 27 м, которые
характеризуются высокими коллекторскими свойствами, что свя­
зано с хорошей сортированностью обломочного материала, слага­
ющего песчаники и алевролиты, а также небольшим содержанием
пелитового цемента. Нефтенасыщенная мощность пласта состав­
ляет 4 м.
В Татарии наиболее крупные залежи нефти (месторождение Poмашкино) приурочены к терригенной толще девона, которая вклю­
чает осадки эйфельского, живетского (горизонт Д
и Д ) , нижней
части франского ярусов (пашийский горизонт JX ) и по данным
ряда исследователей имеет четкое ритмичное строение. В основании
х
п
г
х
п
п
1 П
1
.264
п
крупных ритмов залегают пачки преимущественно алеврито-песчаных пород, а в конце — аргиллиты с пластами известняков и доломи­
тов. Первые составляют продуктивные горизонты, последние
являются корреляционными реперами.
В разрезе терригенной толщи девона выделено шесть продуктив­
ных горизонтов (До — кыновский, Д — пашийский, Д — верхнеживетский, Д — среднеживетский, Д — нижнеживетский и Д —
эйфельский). Основным эксплуатационным объектом на Ромашкинском месторождении является горизонт Д
Продуктивные пласты имеют сложное строение. Они состоят из;
сочетания прослоев, линз песчаников и алевролитов, разделенных:
пачками глинистых пород. Наиболее сложно построен основной п р о ­
дуктивный пласт Д В его составе выделено пять пластов песчаников
и алевролитов («а», «б», «в», «г», «д»). Эти пласты местами соединяются
между собой так, что продуктивный горизонт в целом я в л я е т с я
единой гидродинамической системой.
В других продуктивных пластах насчитывается по два-трнп
таких пласта. Пласты в свою очередь часто разделяются тонкими^
и прерывистыми прослоями глинистых пород на две части.
Детальное рассмотрение продуктивного пласта Д Ромашкинского месторождения (площади — Миннибаевская, Абдрахмановекая, Павловская, Зеленогорская и др.) позволило А. В . Кузнецову
(1960) говорить о резкой литологической изменчивости пород, с л а г а ­
ющих продуктивный пласт, что весьма влияет на эффективность,
осуществляемой системы разработки.
По данным Ф . А. Бегишева, Г. Г. Вахитова, С. А. Султанова;
и И. П. Чоловского (1963), на Ромашкинском месторождении нефти
отмечается три типа залегания песчаных коллекторов. К первому
относятся поля сплошного распространения песчаных коллекторов,
охватывающие значительную площадь, или крупные линзы, размеры
которых намного превышают расстояния между скважинами. В по­
добных зонах пласты имеют большую мощность и лучшие коллекторские свойства. К этой группе относят пласт «г» на всей площади
месторождения, пласт «в» на западе Миннибаевской площади,
пласт «а» на Восточно-Сулеевской и Альметьевской площадях.
При таком залегании и развитии колллекторов разработка зале­
жей нефти в условиях законтурного и внутриконтурного заводне­
ния регулируется путем изменения объема закачиваемой воды.
Ко второму типу относят полосы песчаных пород шириной от
сотен метров до 2—2,5 км, обычно пересекающих территорию место­
рождения в меридиональном направлении. Максимальная мощность
и лучшие колекторские свойства пород отмечаются в осевых участках
полос. Подобные песчаные линейно вытянутые зоны встречены
в пласте «б» на Абдрахмановской площади, в пласте «в» на востоке
Миннибаевской площади и в пластах «б» и «в» на Южно-Ромашкинской площади.
Учитывая особенности залегания песчаных коллекторов, ряды
нагнетательных
скважин
целесообразно
располагать
вкрест
х
3
2
4
5
г
г
х
265.
простирания полос, что обеспечивает более высокую эффективность
заводнения.
Третий тип залегания песчаных коллекторов — это относи­
тельно небольшие песчаные линзы, размеры которых соизмеримы
с расстоянием между скважинами. Такое строение имеют песчаные
коллекторы пласта «а» Миннибаевской и Зай-Каратайской площадей.
При подобном залегании пород-коллекторов осуществление заводне­
ния относительно небольших песчаных линз возможно в случае
применения очагового заводнения. Д л я каждого из пластов харак­
терна определенная интенсивность выработки.
Коллекторами нефти в терригенных отложениях девона являются
кварцевые песчаники (содержат около 9 4 % запасов нефти на Ромашкинском месторождении) и в меньшей степени алевролиты.
Размер зерен обломочного материала у песчаников изменяется
от 0,006 до 1 мм. Основную массу пород, по данным А. И. Кринари (1956, 1963), составляют зерна размером от 0,08 до 0,25 мм,
средний размер 0,15 мм.
Среди алевролитов развиты две группы пород: глинистые и песча­
ные. Размер зерен первых изменяется от 0,006 до 0,12 мм (преобла­
дает 0 , 0 1 — 0,06 мм), вторых — от 0,007 до 0,5 мм (преобладает
0 , 0 5 — 0 , 1 0 мм).
Наблюдается увеличение дисперсности и степени отсортированности обломочного материала от нижних продуктивных горизонтов
к верхним. Нижние горизонты обычно содержат примесь гравийного
материала и прослои гравелитов. Цементом в песчаниках и алевро­
л и т а х является в основном глинистое вещество, редко сидерит,
доломит и кальцит. Содержание его изменяется в широких пределах,
но у наиболее развитых групп коллекторов оно обычно не превы­
шает 3 % .
Величина пор у песчаников и алевролитов не превышает 60 мк
и в среднем составляет 11—16 мк. Открытая пористость песчаников
изменяется от 2 до 3 0 % , алевролитов — от 1 до 2 7 % . Большинство
песчаников имеют пористость 1 7 — 2 2 % , алевролитов песчаных —
2 0 — 2 1 % и алевролитов глинистых — 8 — 1 0 % . Породы с промышлен­
ной нефтеотдачей характеризуются открытой пористостью не менее
1 5 % . Проницаемость (по газу) песчаников изменяется от долей миллидарси до 3600 мд, алевролитов — от долей миллидарси до 1900 мд.
Основная масса песчаников мелкозернистых имеет проницаемость
3 0 0 — 7 0 0 мд, алевролитов — 150—400 мд. Пласты с промышленной
нефтеотдачей характеризуются проницаемостью 100 мд и более.
Породы с пористостью менее 1 0 — 1 2 % обычно являются непрони­
цаемыми.
Н а Ромашкинском месторождении нефти породы продуктивного
пласта Д по характеру связи между их пористостью и проница­
емостью подразделяются на три группы:
1. Породы с проницаемостью 5 мд и пористостью до 1 1 % .
2. Породы с пористостью от 11 до 1 6 % и проницаемостью от 5
до 160 мд.
т
266
3 . Породы с проницаемостью выше 160 мд и
пористостью
выше 1 6 % .
Корреляционное отношение для этой зависимости имеет пределы
от 0,78 до 0,88, что указывает на достаточную тесноту связи между
проницаемостью и пористостью.
Изучение зависимости проницаемости и пористости от глини­
стости показало, что при возрастании глинистости от 0 до 1 4 % про­
исходит довольно резкое снижение проницаемости примерно до
40 мд. Практически непроницаемыми породы становятся при содер­
жании глинистых фракций около 2 3 % ; пористость таких пород 1 1 %
(Чоловский, 1966).
Породы пористостью меньше 1 1 % в основном представлены
алевролитами глинистыми. Породы пористостью больше 1 6 % в основ­
ном представлены песчаниками и отчасти алевролитами.
По данным Л . Ф . Дементьева (1962), породы девонских залежей
Татарии проницаемостью ниже 10 мд практически не я в л я ю т с я
коллекторами. Песчаные коллекторы в горизонте Д
Ромашкинского месторождения распространены в виде полос или р у к а в о в .
Ширина их различна и в некоторых случаях достигает 2,5 и 3 км
(Кузнецов, 1960). Образование песчаных полос связано с деятель­
ностью течений.
А. В . Кузнецов (1956) приходит к выводу, что ширина полос,
их протяженность, изменение мощности песчаников, степень отсортированности слагающих их минеральных зерен обусловлены дина­
мической характеристикой потока, а коллекторские свойства пород
зависят от залегания последних по отношению к стержням течения.
Местами песчаные полосы разных зональных интервалов сли­
ваются друг с другом, образуя песчаные пачки 15—20 м мощности.
Песчаные полосы, развитые в верхней части продуктивного пласта Д
(пласты «а», «б», «в»), протягиваются преимущественно в меридио­
нальном или близком к нему направлении и прослеживаются на
десятки километров. В нижней части продуктивного пласта Д («г»)
песчаники имеют сплошное плащеобразное распространение. В пачке
«д» они, сочетаясь с глинистыми породами, по форме залегания
напоминают дельтовые образования Волги (Кузнецов, 1960).
Имеются сведения о перетоках жидкостей из продуктивных
пластов Д и Д площадей Ромашкинского нефтяного месторождения
(Миннибаевская, Абдрахмановская и др.) при разработке продук­
тивного пласта Д
что указывает на сообщаемость коллекторов,
слагающих эти пласты.
Ново-Елховское месторождение нефти отделено от Ромашкин­
ского узким (1,5—2 км), но глубоким (по кровле пашийских отложе­
ний 100 м) Алтунино-Шунакским прогибом. Ново-Елховское место­
рождение приурочено к одноименному валообразному поднятию
девонских отложений, осложняющему западный склон Южного
купола Татарского свода.
Валообразная структура осложнена вдоль ее оси рядом локаль­
ных поднятий, три из которых — Федотовское, Ново-Елховское
2
1
х
т
п
1?
267
и Акташское — по девонским продуктивным горизонтам объединены
общим контуром нефтеносности и составляют единое Ново-Елховское месторождение.
На Ново-Елховском месторождении основные разведанные запасы
нефти приурочены к продуктивному пласту Д пашийских слоев,
который имеет почти такое же строение, как и на соседних площадях
Ромашкинского месторождения. Промышленная нефтеносность свя­
зана также с пластом Д .
Суммарная мощность пород-коллекторов горизонта Д колеб­
лется от 10 до 28 м. Средняя проницаемость верхних продуктивных
пластов Д
и Д
составляет 200 мд и пористость 1 5 , 7 — 1 8 , 7 % ,
средняя проницаемость нижних пластов Д , Д
и Д — около
600 мд, пористость 1 8 — 2 1 % .
Проницаемость, определенная по промысловым данным, для
всего продуктивного пласта Д оказалась в среднем равна на НовоЕлховской и Акташской площадях 300—350 мд и на Федотовской
площади 150 мд.
В Куйбышевском нефтегазоносном районе имеется ряд залежей,
приуроченных к франскому ярусу. Т а к , на месторождении Яблоно­
вый Овраг промышленно нефтеносными являются пласты Д
Д
и Д
шугуровских слоев франского яруса верхнего девона. Пласты
состоят из кварцевых песчаников мелко- и среднезернистых, частично
рыхлых, иногда переходящих в хорошо отсортированные пески. Наи­
более мощным и выдержанным по простиранию является пласт Д .
Пласт Д развит в краевых участках залежей и отсутствует в своде.
Общая мощность пласта Д изменяется в пределах 25—37 м.
Средняя эффективная мощность равна 25 м. Средняя пористость
песчаников составляет 2 2 % и проницаемость 1400 мд.
В терригенной толще девона Оренбургской области сравнительно
выдержаны в разрезе пласты-коллекторы эйфельских, живетских
и пашийских отложений. Наиболее перспективны для поисков
нефти пласты Д (пашийский горизонт), Д
(старооскольский гори­
зонт) и Д
(воробьевский горизонт) в зоне Больше-Кинельского
вала и к югу от Степновско-Тарханского района.
В Саратовском Поволжье к песчано-алевритовым отложениям
живетского и франского ярусов девона приурочен ряд нефтяных
и газовых залежей.
В табл. 26 показано распределение залежей по стратиграфиче­
ским горизонтам.
В Волгоградской области на Зимовской площади в задонско-елецких слоях фаменского яруса верхнего девона в песчано-алевритовых
породах встречено шесть промышленно нефтегазоносных пластов
мощностью от 1 до 18 м каждый.
Основной газоносный пласт ( I I ) сложен песчаниками мелко­
зернистыми пористостью от 4 до 2 6 % , проницаемостью от 12 до
190 мд и характеризуется мощностью от 8 до 18 м.
Основной нефтяной пласт (VI) мощностью от 4 до 18 м пред­
ставлен песчаниками мелко- и среднезернистыми, с прослоями
г
0
х
1 а
1 6
1в
1 г
1д
г
р
п
ш
п
х
х
1 У
268
ш
Т а б л и ц а
26
Пласт
Коллектор
Порис­ Проница­
тость, емость, в
%
Нефтяная залежь
Газовая залежь
M
Возраст
Суммарная
мощность
коллекторов,
Распределение залежей нефти и газа в Саратовском Поволжье по стратиграфическим горизонтам
Нижнещигровские
слои франского яруса
Живетский
ярус
Дз
а
6-15
Дз-1
5-20
Д з - П
10-40
Д -1Уа
3-15
Д -1Уб
2—10
2
2
Да-V
35-40
Песчаники
мелкои
среднезернистые,
квар­
цевые, частично
глинис­
тые, с прослоями
глин,
аргиллитов
и
алевро­
литов
То
же
»
Песчаники
мелкозер­
нистые, кварцевые, алев­
ролиты, пески,
глинис­
тые
То
же
Гуселское
7—25
0,05—3
7—25
0.05-3
Соколово-Горское,
Гуселское, Атамановск ое,
Песчано-Уметское
7—25
0.05-3
Соколово-Горское,
Гуселское
5-12
0.02—0.9
Соколово-Горское,
Южно-Советское
6-13
Д о 0,15
Соколово-Горское,
Трофимовское
Песчаники
разно зер­ 1 2 - 2 5
нистые,
кварцевые,
с
редкими прослоями алев­
ролитов
0,1—2
Соколово-Горское,
Гуселское
—
Степновское
Степновское,
Первомайское
Степновское,
Первомайское, B o сточно-Сусловское
алевролитов; пористость пород около 2 0 % , проницаемость — 500 мд.
Закономерности изменения терригенных коллекторов девонских
отложений Волгоградской области с глубиной залегания приведены
в работе П. А. Карпова (1966).
Региональный литологический анализ палеозойских отложений,
проведенный П. П. Авдусиным, М. А. Цветковой и М. Г. Кондратье­
вой (1955), позволил выявить определенную закономерность в рас­
пределении фаций пород коллекторов нефти для отдельных страти­
графических комплексов палеозоя территории Саратовского и Куй­
бышевского Поволжья, связанную с особенностями формирования
осадочных толщ, а также процессами диагенеза и эпигенеза, про­
текавшими в этих толщах за длительное время.
Промышленная нефтеносность верхнефаменских отложений верх­
него девона в Башкирии впервые была установлена в 1957 г. на
Субханкуловской площади. При испытании известняков мощностью
16 м был получен промышленный приток нефти плотностью
0,860 г/см , дебит 30 т/сутки. В дальнейшем в карбонатных отложе­
ниях Туймазино-Серафимовского региона на ряде площадей были
открыты нефтяные месторождения. В карбонатных отложениях
были открыты залежи нефти в фаменских отложениях Туймазинского, Стахановского, Чекмагушского, Шкаповского, Югомашевского и других месторождений.
Ряд нефтепроявлений установлен в карбонатных породах фран­
ского я р у с а . Промышленные залежи нефти в Башкирии в настоящее
время известны в известняках бийского горизонта эйфельского яруса
среднего девона, в доманиковом горизонте среднефранского подъ­
яруса верхнего девона, в известняках верхнефранского подъяруса
и в известняках верхнефаменского подъяруса.
Характеристика
карбонатной толщи приводится в
работе
А. Я . Виссарионовой и А. М. Тюрихина (1963).
Наиболее разведанным и геологически изученным месторожде­
нием, содержащим промышленные залежи нефти в карбонатных
коллекторах, является Субханкуловское месторождение. Нефте­
носны отложения верхнефаменского подъяруса, представленные
плотными, крепкими мелкокристаллическими известняками. У ч а ­
стками известняки трещиноваты. Трещины выполнены глинистым
материалом. Нефть приурочена к отдельным прослоям трещиноватых
известняков, общая мощность которых достигает 16 м.
В Куйбышевском Поволжье до 1950 г. разрабатывались нефтяные
и газовые залежи, приуроченные к карбонатным породам пермского
возраста, а в дальнейшем были открыты и стали вводиться в разра­
ботку залежи пласта Д Л в кровле данково-лебедянских слоев верх­
него девона (Покровка, Зольный).
В Саратовском Поволжье в девонских отложениях с карбонат­
ными коллекторами связан ряд продуктивных горизонтов. К пласту
Д з - I V живетского яруса, сложенному известняками органогеннообломочными, пелитоморфными, мелкозернистыми доломитизированными, со следами выщелачивания и размыва, приурочены нефтя3
270
ные залежи Багаевская и Соколовогорская. Встречены нефтяные
залежи и в верхней части семилукских слоев, представленных
известняками
органогенно-обломочными,
конгломератовидными,
мелкокристаллическими с пористостью 2 — 5 % и проницаемостью
0 , 0 1 — 0 , 1 0 д (Соколовогорское и д р . ) .
На ряде площадей Волгоградской области в отложениях девона
вскрыты залежи нефти и г а з а . Т а к , на Бахметьевской площади
в евлановско-ливенских слоях франского яруса в известняках,
доломитах и доломитизированных известняках пористостью в сред­
нем около 1 1 % и суммарной мощностью 12 м встречена газонефтя­
ная залежь. В этом же стратиграфическом горизонте на Жирновской
площади в известняках детритусовых мелкообломочных пористостью
1,5—13% в средней пачке мощностью от 25 до 38 м также обнаружена
газонефтяная залежь.
Карбон
Промышленно нефтегазоносны породы нижнего и среднего отде­
лов карбона. На территории Волго-Уральской нефтегазоносной
области в отложениях каменноугольной системы в настоящее время
зафиксировано около 300 залежей нефти и г а з а , из которых примерно
170 связаны с территенными, 110 с карбонатными и 25 терригеннокарбонатными отложениями.
Промышленная нефтегазоносность установлена в турнейском
ярусе, в составе которого выделяются продуктивные пласты ( I , I I ,
B , I I I и I V ) , в визейском ярусе в угленосной свите ( Б , B ) и в т у л ь ­
ской ( Б ) . Кроме того, установлена продуктивность веневского
и стешевского горизонтов. В среднем отделе каменноугольной
системы выделяется продуктивный горизонт, приуроченный к баш­
кирскому ярусу, в верейских слоях — продуктивные горизонты A ,
A , A и в каширских слоях — горизонт A .
В центральной части Волго-Уральской нефтегазоносной области
с отложениями карбона в основном связаны нефтяные залежи.
Например, основные запасы крупнейшего Арланского месторожде­
ния приурочены к терригенным отложениям нижнего карбона.
В Поволжье соотношение между залежами нефти и газа в каменно­
угольных отложениях несколько иные.
В нижнем отделе каменноугольной системы Саратовского По­
волжья заключено 72% разведанных первоначальных запасов газа
и 8 9 % запасов нефти; в среднем отделе — 2 8 % газа и 1 1 % нефти.
В терригенных коллекторах яснополянского подъяруса содержится
примерно до 4 4 % запасов газа и около 6 0 % запасов нефти от всех
разведанных запасов в каменноугольных отложениях (Машкович,
1961).
Все месторождения Саратовского Поволжья, связанные с камен­
ноугольными отложениями, содержат в своем разрезе главным
образом газовые залежи с нефтяными оторочками в пластах. Из 25 г а ­
зовых месторождений, известных в карбоне, два — Елшанское
1
0
1
2
4
3
1
0
271
и Урицкое — содержали около 5 4 % начальных запасов всех место­
рождений Саратовского Поволжья.
Месторождения Волгоградской области приурочены к Доно-Медведицким дислокациям и, к а к правило, имеют многопластовый
характер.
Основные продуктивные горизонты приурочены к терригенным
отложениям среднего карбона (верейский горизонт и башкирский
ярус) и угленосной свиты нижнего карбона. На ряде площадей
в отложениях турнейского и намюрского ярусов карбона вскрыты
крупные залежи.
Существенную часть разреза терригенной толщи нижнего кар­
бона, развитой в районах Волгоградской, Саратовской и Куйбышев­
ской областей, Татарии и Башкирии, составляют песчаники кварце­
вые, мелко- и среднезернистые, песчаники глинистые, с различного
типа слоистостью (горизонтальной, пологоволнистой, типа ряби,
косой и др.), а также алевролиты глинистые, углисто-глинистые,
известковые с теми же типами слоистости, что и у песчаников.
Широко развиты песчано-алевритовые породы с нарушенной тексту­
рой в результате деятельности илоедов и роющих организмов.
У этих же пород наблюдается нарушенная слоистость, как следствие
местной пластичной деформации осадка и смещения отдельных
участков, обусловленного мелкими сдвигами и разрывами.
Источником для образования пород терригенной толщи служил
переотложенный осадочный материал, о чем свидетельствует пре­
обладающее содержание кварца в легкой фракции и черных руд­
ных
минералов,
а также циркона и турмалина в тяжелой
фракции.
Образование терригенного комплекса осадков нижнего карбона
различных участков территории по данным многих исследователей
происходило как в условиях прибрежных мелководно-морских
равнин, время от времени затапливаемых морем, так и в континентально-прибрежных условиях, характеризующихся развитием аллю­
виальных отложений.
Наилучшими коллекторскими свойствами обладают песчаники
мелко- и среднезернистые — при содержании цементирующих ве­
ществ не более 10% . В терригенной толще нижнего карбона широко
развиты породы-коллекторы I , I I и I I I классов.
В среднем карбоне выделяются башкирский и московский ярусы.
Башкирский ярус подразделяется на нижне- и верхнебашкирский
подъярусы общей мощностью 4 0 — 8 0 м. Этот ярус представлен
в основном известняками, с подчиненными прослоями доломитов.
В верхней части башкирского яруса во многих районах УралоПоволжья установлена промышленная нефтегазоносность. Поро­
дами-коллекторами
являются пористо-мелкозернистые
разности
и в меньшей степени трещиноватые известняки.
В Башкирии число пористых прослоев пластов-коллекторов
в разрезе башкирского яруса достигает 7—8; мощность отдельных
прослоев около 4 м и менее. Пористость известняков редко превы272
шает 1 1 % , пористость доломитов 7 — 8 % , проницаемость известняков
не более 4 0 — 5 0 мд.
Московский ярус подразделен на верейский (30—120 м), кашир­
ский (90—120 м), подольский (120—210 м) и мячковский (90—130 м)
горизонты.
Верейский горизонт представлен песчаниками, алевролитами,
глинами и известняками. К нему приурочена промышленная нефтегазоносность ряда районов (горизонты А). В Башкирии породы-кол­
лекторы верейского горизонта слагаются преимущественно известня­
ками.
Среди известняков наиболее распространены органогенно-обломочные; в нижней части горизонта встречаются прослои оолитовых
известняков. Пористость известняков колеблется от 3 до 2 4 % ,
проницаемость от долей миллидарси до 2 8 — 4 0 мд. Пористые пласты
верейского горизонта в пределах Башкирии в основном приурочены
к нижней его части. Количество прослоев достигает 5—7, общая
мощность до 15 м (Виссарионова, Тюрихин, 1963).
Каширский, подольский и мячковский горизонты представлены
известняками, доломитами и доломитизированными известняками.
Последние характеризуются пористостью, достигающей 3 0 % , и про­
ницаемостью до 300 мд и более.
В полосе от Арчеды до Саратова и Самарской Луки в верейском
горизонте среди пластов глин и известняков присутствуют песчаные
породы. Они представлены мелкозернистыми полимиктовыми песча­
никами кварцево-полево-шпатового состава с глинистым и карбо­
натным цементом.
Обломочный материал, слагающий песчаники и алевролиты,
слабо и плохо отсортирован и окатан. В этом отношении верейский
горизонт резко отличается от яснополянского подъяруса.
В силу различной степени цементации пор пород, плохой сортированности обломочного материала коллекторские показатели пес­
чаных верейских осадков
варьируют в очень широких пре­
делах.
На Самарской Л у к е песчаные отложения верейского горизонта
представлены мелкозернистыми, в различной степени глинистыми
ожелезненными песчаниками, сложенными плохо окатанным и сорти­
рованным обломочным кварцево-полевошпатовым материалом. Пес­
чаники переслаиваются с глинами. Горизонт также сложен известня­
ками.
На Сызранском месторождении пласт A мощностью 3—10 м
выражен известняками и песчаниками с прослоями глин. Средняя
пористость пород пласта составляет 2 0 % и проницаемость 32 мд.
Пласт A сложен однотипными породами пористостью 16% и прони­
цаемостью 28 мд.
На Губинском месторождении породы верейского горизонта
представлены брекчиевидными известняками, органогенно-обломочными, часто с прослоями глины. Средняя пористость известняков
составляет 1 1 % и проницаемость 120 мд.
2
4
18 Заказ 2211.
273
В Куйбышевском Заволжье открыты нефтяные и газовые залежи,
приуроченные к карбонатным породам пласта B упинского гори­
зонта турне (Покровка), пласта B кизеловского горизонта турне
(Покровка, Зольный, Стрельный, Красный Я р , Белозерка, Чубовка,
Р а д а е в к а , Байтуган), пласта O окского подъяруса визе (Покровка),
пласта A башкирского яруса (Покровка, Якушино, Красный Я р ,
Алакаевка, Кулешовка), пласта A каширского горизонта (Дмит­
риевка и др.).
В разрезе Покровского месторождения башкирский ярус пред­
ставлен известняками пористыми, трещиноватыми, реже доломи­
тами. Коллекторами нефти верхней части яруса являются выщело­
ченные оолитовые, органогенные и органогенно-обломочные изве­
стняки. Эффективная мощность продуктивного пласта A примерно
колеблется от 1 до 15 м. Пористость пород колеблется от нескольких
процентов до 3 0 % . Проницаемость пород достигает 3300 мд;
средняя проницаемость
по пласту равна 1065 мд и пори­
стость 2 5 % .
На месторождениях Оренбургской области также начали широко
вовлекать в разработку залежи нефти, приуроченные к карбонатным
породам в девоне и карбоне.
Характерной особенностью залежей в карбонатных коллекторах,
развитых на площади Среднего Поволжья, является залегание
их в подошве вторичного кальцита и вязкого битума, изолирующих
эти залежи от нижележащих пластовых, вод.
Условиями вторичной цементации следует объяснить и наблю­
даемую обычно закономерность ухудшения коллекторских свойств
карбонатных пластов к подошве залежей, поэтому менее благоприят­
ные условия для разработки залежей создаются на пологих крыльях
поднятий (Аширов, 1960).
Большинство известных нефтяных месторождений Пермской об­
ласти приурочено к бортовым частям Камско-Кинельской впадины.
Наиболее крупным месторождением, открытым в карбонатных кол­
лекторах среднекаменноугольных отложений юга Пермской области,
является Осинское месторождение нефти. Промышленные скопления
нефти приурочены к карбонатной толще намюрских, башкирских
и кровле серпуховских отложений и представляют собой единый
резервуар, этаж нефтеносности которого составляет 112 м. Эффек­
тивная мощность достигает 40 м. Залежь нефти массивного типа,
водоплавающая. Коллекторами являются органогенно-обломочные,
пористые, трещиноватые и кавернозные известняки пористостью от
6 до 2 0 % и проницаемостью от 0,1 до 365 мд. Породы-коллекторы
чередуются с плотными низкопористыми прослоями известняков
мощностью от 0,1 до 6 м. Дебиты скважин составляют 17—60 mlcymnu
через 7-мм штуцер.
Н а территории юго-восточной Татарии наряду с крупнейшими
месторождениями в девоне известен ряд более мелких нефтяных
месторождений, связанных с верхнетурнейскими и нижневизейскими
отложениями.
3
1
2
4
0
4
274
Верхнетурнейские отложения представлены серыми или коричне­
вато-серыми известняками мелкозернистой или органогенно-обломочной структуры, перекристаллизованными, пористыми и про­
питанными нефтью. В турнейских образованиях коллекторами нефти
обычно являются пористые и кавернозные разности известняков.
Изученная верхняя часть турне представлена известняками
с открытой пористостью от 2,9 до 1 9 , 4 % . Проницаемость, как пра­
вило, не превышает 5—15 мд.
Основными объектами разработки нефтяных залежей в Башкирии
до последнего времени считались продуктивные горизонты девона
и нижнего карбона с песчаными коллекторами и массивные рифовые
залежи сакмаро-артинского возраста нижней перми.
В настоящее время разведочным бурением установлены промыш­
ленные скопления нефти в северо-западных и западных районах
платформенной части Башкирии в карбонатных отложениях верей­
ского, каширского и подольского горизонтов среднего карбона
(Арлан, Николо-Березовка, Аникеево, Чекмагуш и др.). Пористые
и проницаемые породы залегают преимущественно в виде линз и зна­
чительно реже в виде выдержанных прослоев, характеризующихся
мощностью от 1 до QM.
Нефть содержат в основном известняки серые, светло-серые
и буровато-коричневые, глинистые, часто доломитизированные,
с включениями и тонкими прослоями голубовато-серого ангидрита,
гипса, кальцита и кремня. Среди известняков встречаются прослои
доломитов, редко глин и мергелей.
Коллекторами,
содержащими нефть, являются
пористо-ка­
вернозные разности известняков и доломитов, залегающих в виде
пластов различной мощности. При рассмотрении пород установлено,
что поры в них самые различные по конфигурации и по величине,
от микроскопических до мелких каверн диаметром до 2—3 мм.
Трещиноватость в карбонатных отложениях верейского, кашир­
ского и подольского горизонтов встречается редко.
Средняя пористость проницаемых зон карбонатных пород Арланского месторождения составляет 2 0 % , а проницаемость 30 мд.
Изучение пород показало на наличие значительного количества
изолированных пустот, что подтверждается плохой связью нефте­
носной зоны залежей с законтурной частью пласта.
Для всех трещинных коллекторов характерно проникновение
глинистого и цементного растворов в процессе бурения, что резко
ухудшает коллекторские свойства продуктивного горизонта. Чтобы
увеличить проницаемость призабойной зоны, проводят кислотную
обработку, применяют торпедирование и гидравлический разрыв.
Эти мероприятия позволяют увеличить продуктивность скважины
вследствие образования или расширения трещин от скважины в пласт,
что позволяет улучшить приток нефти к забою. Для более каче­
ственного вскрытия пласта в процессе бурения наряду с улучшением
качества промывочного раствора в раствор добавляют поверхностноактивные вещества, способствующие лучшей и более быстрой
18*
275,
глубокой очистке призабойной зоны от проникшего фильтрата и ме­
ханических примесей.
В пределах Волго-Уральской нефтегазоносной области более высо­
кими коллекторскими показателями по сравнению с породами сред­
него и верхнего карбона обладают продуктивные породы нижнего
карбона, проницаемость их достигает нескольких дарси.
Пер м ь
Пермская система подразделяется на нижний и верхний отделы.
В составе нижнего отдела на территории Волго-Уральской нефте­
газоносной области выделяются ассельский, сакмарский, артинский
и кунгурский ярусы.
Нижнепермские образования мощностью 40—800 м представлены
в основном доломитами с подчиненными прослоями ангидритов.
В составе верхней перми выделяются уфимский, казанский и та­
тарский ярусы. Уфимский ярус представлен в основном красноцветными горизонтами, алевролитами и песчаниками с прослоями
известняков и доломитов.
Казанский ярус в нижней части сложен главным образом изве­
стняками и доломитами, а в верхней — глинами, мергелями и доло­
митами. В нижней части обычно фиксируется мощная толща камен­
ной соли и ангидритов с прослоями гипсов, доломитов и реже
песчаников и глин.
Татарский ярус сложен пестроцветными терригенными образо­
ваниями — глинами, алевролитами и мергелями, реже известняками.
В Волго-Уральской нефтегазоносной области в составе отложе­
ний пермской системы выделяются продуктивные горизонты: в сакмарском ярусе — K , K ,
K ;
в артинском ярусе — K ,
K ; в кунгурском ярусе — K , K , K ; в казанском ярусе — T G ,
ТС и КС.
В пермских отложениях зафиксировано около 60 залежей нефти
и газа в карбонатных коллекторах, 7 залежей в терригенных и 3 за­
лежи в терригенно-карбонатных.
Куйбышевско-Оренбургский нефтегазоносный район является
одним из самых крупных в Волго-Уральской нефтегазоносной
области.
Месторождения нефти и газа связаны с Бузулукской впадиной
и с дислокациями северо-западного и северного склонов Оренбург­
ского выступа фундамента (Большекинельский вал, Малокинельская,
Городецко-Жуковская,
Самаркинская
и
Долматовская
линейные дислокации).
Газовые и газонефтяные месторождения установлены в кунгур­
ском ярусе нижней перми и в калиновской и уфимской свитах верх­
ней перми. Последние содержат преимущественно газовые залежи.
Залежи газа имеют пластовый характер, они обычно небольшие
и в редких случаях средние по объему. Коллекторами служат в ниж­
ней перми и калиновской свите доломиты и доломитизированные
известняки, а в уфимской свите — песчаники.
V I I
111
Т
276
V I
v
11
1
1 v
0
2
Область распространения нефтегазоносности пермских отложе­
ний весьма значительна. Она определяется границами распростра­
нения свиты сульфатно-карбонатных
пород казанского
яруса
и терригенных пород татарского я р у с а , которые играют роль по­
крышки. Западная граница нефтегазоносности пермских отложений
примерно проходит по линии Чапаевск — Кинель — Байтуган —
Оренбург.
В пределах Оренбургской области выявлено более 17 промышлен­
ных месторождений газа (Кирюшкинское, Султангуловское, Т а р х а н ское, Садкинское, Пилюгинское, Ашировское, Ивановское, Осиновское, Могутовское, Журавлевско-Степановское, Ероховское и д р . ) ,
залежи которых связаны с отложениями пермского возраста. Однако
они обычно имеют небольшие размеры и запасы.
Одним из крупных является Журавлевско-Степановское место­
рождение. Газосодержащими породами являются неравномерно к а ­
вернозные известняки и доломиты, залегающие в верхней части
калиновской свиты. Мощность продуктивной части известняков
составляет 16—17 м ; пористость карбонатных пород достигает
до 3 0 % .
На Султангуловской площади газоносные горизонты приурочены
к уфимской (бугурусланской) свите казанского яруса верхней перми
(горизонты T C и T C ) и сакмарскому ярусу нижней перми.
Коллекторы уфимской свиты залегают на глубинах 250—300 м
и представлены разнозернистыми песчаниками с прослоями глин.
В последнее время вблизи г. Оренбурга открыто крупное Орен­
бургское газоконденсатное месторождение. Газовая залежь приуро­
чена к сакмарским, нижнепермским и каменноугольным известнякам
мощностью до 600 м, перекрытым толщей солей. Известняки поровотрещинные. Проницаемые прослои (проницаемость 1 — 100 мд, сред­
няя пористость 1 2 % ) составляют 4 0 % от мощности пласта.
В восточной части Кинель-Черкасского района Куйбышевской
области ряд нефтяных и газовых залежей связан с пермскими отло­
жениями (Аманакское, Сосновское, Дерюжевское,
Городецкое,
Яблоневское, Кувайское, Мухановское и др.). Наиболее крупные
газовые залежи в перми вскрыты на Яблоневском месторождении
и в Жуково-Городецкой зоне дислокаций.
На Яблоневской площади газоносный горизонт, приуроченный
к калиновской свите, представлен карбонатными породами, пре­
имущественно доломитами. Их в е р х н я я , менее глинистая часть содер­
жит газовую залежь массивного типа. Мощность газонасыщенной
части свиты составляет 27,5 м. Средняя пористость газонасыщенных
пород 2 5 % , проницаемость 0,3 д.
На Кувайском месторождении продуктивный горизонт калинов­
ской свиты сложен доломитами и известняками пористостью 2 3 %
и проницаемостью от 6 до 600 мд.
Калиновско-Новостепановское
газонефтяное
месторождение
открыто в Заволжье на Большекинельском валу в 1938 г. Однако
по своеобразию условий залегания нефти и газа оно и до настоящего
1
2
277
времени привлекает внимание исследователей. Нефть залегает на
южном крыле структуры, газ занимает свободную часть и пологое
северное крыло. В с я нефтегазовая залежь месторождения подсти­
лается подошвенной водой.
Нефтегазовая залежь приурочена к калиновской свите (50—60 м)
нижнеказанского подъяруса верхней перми. Продуктивный пласт
сложен вверху пропластком мергеля (1,5—5 м), ниже которого
расположена пачка трещиноватых кавернозных доломитов (до 20 м),
переходящих в плотные известняки.
Изучение пород-коллекторов калиновской свиты показало, что
в основном их проницаемость не превышает нескольких миллидарси,
в то время как дебит некоторых скважин 150 ml сутки (чаще
20 ml сутки). Получение высоких дебитов нефти связывают с трещиноватостью, что подтверждается осложнениями при проведении
буровых работ, фиксированием преимущественно вертикально на­
правленных трещин в поднятом керне. Трещиноватость развита
не только в калиновской свите, но в подстилающих и покрывающих
отложениях.
Для построения карт трещиноватости К. Б . Аширов использовал
данные о поглощении бурового раствора в скважинах и данные
эксплуатации. В результате было выявлено линейное расположение
трещин, имеющих северо-восточную и северо-западную направлен­
ность. В скважинах, расположенных в зонах развития трещинова­
тости, начальные дебиты были наиболее высокими. Породы данного
месторождения рассечены также крупными разломами, способству­
ющими перемещению пластовых флюидов.
Развитые в Куйбышевской области карбонатные породы перм­
ского возраста, содержащие нефть и г а з , обладают сравнительно
высокой открытой пористостью и низкой проницаемостью (Покров­
с к а я , 1960). Средние значения пористости 20 продуктивных пластов
калиновской свиты и кунгурского яруса месторождений КинельЧеркасского района колеблются в пределах 1 0 — 2 4 % и средние
значения проницаемости 3—300 мд. Наибольшая пористость пород
достигает 3 5 % и наименьшая величина проницаемости до десятых
долей миллидарси.
В Ишимбайском Приуралье известно более десяти нефтяных
месторождений, приуроченных к погребенным рифовым массивам
в сакмаро-артинских отложениях. Залежи этих месторождений
приурочены к пористым и «ситчатым» рифовым известнякам.
Изучение образцов керна такого типа пород проводится методами,
применяемыми к гранулярным коллекторам. При разведке в южной
части Ишимбайского Приуралья, где рифовые массивы погружаются
под толщу гидрохимических и терригенных осадков пермской си­
стемы, открыт ряд площадей с газоконденсатными залежами (Канчуринская, Мусинская, Маячная) и выявлены новые перспективные
зоны для поисков рифовых массивов. Они, по-видимому, предста­
вляют собой единое газоконденсатное месторождение, что подтвер­
ждается одинаковой отметкой газоводяных контактов.
278
Канчуринское
газоконденсатное
месторождение
приурочено
к рифовому массиву (4—5 X 2 км), сложенному тастубским и стерлитамакским горизонтами сакмарского яруса и артинским ярусом.
Канчуринский рифовый массив имеет форму хребта, вытянутого
в широтном направлении на 4 — 5 км, с двумя вершинами, восточной
и западной. В северной, южной и восточной частях массива склоны
рифа круто погружаются под углом до 60°. Суммарная мощность
пород массива достигает 400 м .
Основным газосодержащим горизонтом является тастубский,
представленный
рифогенными
известняками,
органогенно-обломочными и органогенно-детритусовыми, участками ангидритизированными.
Стерлитамакский горизонт представлен рифогенными известня­
ками с небольшими по мощности прослоями доломитов.
Отложения артинского яруса представлены известняками и доло­
митами. Карбонатные породы рифового массива перекрыты мощной
толщей отложений кунгурского я р у с а , представленных в основном
галогенными осадками. Встречающиеся участками высокопористые
известняки связаны с жизнедеятельностью колоний кораллов. Изве­
стняки обогащены скелетными остатками рифообразных организ­
мов — мшанок и известковых водорослей, а также фораминифер.
О широком распространении процессов растворения и переотложеиия можно судить по развитию в рифе ангидритизированных
и инкрустированных кальцитом пористых и кавернозных известня­
ков, а также доломитизированных известняков (Копытов, Билалов,
Скрицник, 1963).
Проницаемость пород, слагающих рифовый массив, колеблется
от долей процента до 3 0 % и более, в среднем по массиву она равна
5 , 5 % (Копытов, Билалов, Скрипник, 1963).
Пористость, %
0 - 5
5 — Ю
10—15
15-20
20-25
25 и б о л е е
Объем рифо­
вого массина, %
64.8
20,3
6,9
3,7
1,8
2,5
Однако не все карбонатные породы рифового массива, облада­
ющие пористостью, практически проницаемы.
По данным А. В . Копытова, при пористости 1 2 % около 5 0 %
изученных
образцов
(несколько
тысяч)
оказалась
непрони­
цаемыми.
Средняя пористость проницаемой части Канчуринского рифового
массива составляет около 1 5 % (вычислена по средним данным для
пяти массивов: Введеновского, Старо-Казанковского, Южно-Введеновского, Грачевского и Тереклинского). Средняя проницаемость
пород равна 50—65 мд. Проницаемость пород колеблется от долей
миллидарси до 220 мд.
Известняки массива
характеризуются
279
трещиноватостыо, что повышает их проницаемость. Многие факты
указывают на изолированность частей порового пространства друг
от д р у г а в отдельных участках разреза.
Разработка месторождений нефти в рифовых массивах в районе
г. Ишимбая показала, что подошвенная вода не оказывает никакого
влияния на изменение давления в залежах в период их эксплуатации.
Промышленная закачка воды в поднефтяную часть рифовых залежей
Столяровского,
Старо-Казанковского и Введеновского месторо­
ждений подтвердила изолированность продуктивной части залежи
от водонасыщенной зоны.
Подошвенные воды газоконденсатных залежей Канчуринского,
Мусинского и других месторождений рассматривают как изолирован­
ные от источников питания. Средние рабочие дебиты газа Канчу­
ринского и Мусинского месторождений по отдельным скважинам
колеблются от 25 до 450 тыс.
м /сутки.
Рифовые известняки артинско-ассельского возраста с призна­
ками нефтегазоносности встречены также и в Оренбургской об­
ласти. Они распространены в виде узкой полосы вдоль западного
борта Предуральского прогиба. Южнее г. Мелеуза намечаются две
полосы развития рифовых массивов — западная с преимущественным
распространением артинских рифов и восточная с развитием рифов
сакмарско-ассельского возраста.
Распространение пористых и низкопористых карбонатных пород
в рифовых массивах связано со степенью участия в них различных
биофаций, а также с развитием вторичных процессов, повлиявших
на изменение геометрии порового пространства пород.
3
Прикаспийский нефтегазоносный
бассейн
Прикаспийский нефтегазоносный бассейн занимает юго-восточную
часть Русской платформы и отделяется от Волго-Уральского нефте­
газоносного бассейна крупным структурным уступом.
Характерной особенностью является развитие мощной соленосной толщи, относящейся в основном к к у н г у р у . Общее число соляных
куполов в пределах Прикаспийского бассейна достигает более ты­
сячи. Структура подсолевых отложений изучена еще недостаточно,
в меньшей степени выяснены и перспективы нефтегазоносности
подсолевых образований.
По глубине залегания подсолевых отлоя^еиий выделяются запад­
н а я , глубоко залегающая часть, и восточная, более приподнятая.
Граница между ними проходит примерно по р. У р а л у . В надсолевой
комплекс отложений входят породы перми, триаса, юры, мела
и кайнозоя.
Верхнепермские образования представлены в основном песчаноглинистыми породами с конгломератами и галечниками, триасо­
вые — песчаниками, известняками, глинами и галечниками. Юрские
и меловые отложения наиболее подробно изучены в Эмбенском нефте­
газоносном районе. Они представлены в основном песчаниками,
280
глинами и чередованием песчаников и глин. Кайнозойские отложения
наиболее широко развиты в западной части Прикаспийской впадины.
Это в основном глины, песчаники и мергели.
Промышленная нефтегазоносность связана главным образом
с пермо-триасовыми, среднеюрскими и нижнемеловыми отложениями.
Все нефтяные месторождения, известные в Прикаспийском нефте­
газоносном бассейне, сосредоточены в юго-восточной и восточной
частях. Западная половина бассейна изобилует газопроявлениями
естественными и в скважинах.
В последнее время поиски залежей нефти и газа рекомендуют
проводить не только на структурах, связанных с соляными куполами,
но и на структурах, расположенных в межкупольных пространствах.
Однако мощность надсолевых осадков здесь достигает 5—9 тыс. м.
Значительные запасы бассейна сосредоточены на глубинах свыше
7 тыс. м, где развиты нормальные осадочные образования так назы­
ваемого подсолевого комплекса (Авров, Блинников, Брод, В а ­
сильев и др., 1963).
Промышленная нефтегазоносность выявлена в Южно-Эмбенской
нефтегазоносной области, где залежи нефти приурочены к соляным
куполам и связаны с различными стратиграфическими горизонтами.
Основные промышленные залежи приурочены к отложениям
нижнего мела (неоком, частично альб), средней юры и пермо-триаса.
Наибольшее практическое значение имеют терригенные отложения
средней юры, известные также под названием досорской толщи.
8 нижней части этой толщи залегает песчано-глинистая свита, содер­
жащая тонкие прослои бурого у г л я и углистых сланцев. Выше за­
легает толща глинистых пород ( 6 0 % ) , чередующихся с песками
и песчаниками.
Мощность отложений средней юры достигает на куполах Доссор — 340 м, Макат — 325 м, Сагиз — 345 м и на площади между
ними — 365 м.
Наиболее крупными месторождениями юго-востока области я в ­
ляются Косчагыл, Кулсары и Каратон.
Промышленные залежи нефти средней юры приурочены к зоне
перехода от континентальных фаций к прибреяшо-морским. Наиболее
часто встречаются залежи нефти и г а з а , экранированные плоско­
стями сбросов и склонами соляных штоков. Ширина их обычно не
превышает 300—500 м и длина — 1500—2000 м. Надсолевой ком­
плекс отложений большинства структур разбит сбросами, пред­
определившими строение склонов и расположение залежей нефти.
Основными объектами эксплуатации на Каратоне являются
аптские и неокомские горизонты юго-западного и северо-восточного
крыльев купола. Длина нефтяных залежей 1,2—2,2 км, ширина
0 , 2 6 - 0 , 6 5 км.
Коллекторами нефти на Каратонском месторождении, к а к и на
других эмбенских нефтяных месторождениях, являются мелкозер­
нистые глинистые пески обычно рыхлого сложения, реже песчаники
плотные. Пористость песков составляет 3 0 — 3 2 % .
281
Косчагыл в структурном отношении также представляет собой
соляной купол длиной 15 км и шириной 6 км. Основными объектами
эксплуатации являются нефтяные горизонты в отложениях средней
юры, неокома и апта на северном крыле. Породами-коллекторами
служат пески мелкозернистые и среднезернистые с прослоями глин
и редкими прослоями песчаников.
Кулсары представляет собой соляной купол длиной 12 км и шири­
ной 6 км. Промышленная нефтегазоносность купола связана с триасо­
выми, юрскими и меловыми отложениями восточного крыла. Наблю­
дается приуроченность нефтяных залежей к приподнятым частям
современной структуры.
Коллекторами нефти служат пески и в меньшей степени песча­
ники мелкозернистые. Пористость песков нижнего альба достигает
2 9 % , средней юры — 1 8 — 2 7 % .
Глава
X
ПОРОДЫ П Е Р С П Е К Т И В Н Ы Х НА Н Е Ф Т Ь И ГАЗ О Т Л О Ж Е Н И Й
Ц Е Н Т Р А Л Ь Н Ы Х РАЙОНОВ И К О Л Л Е К Т О Р Ы Н Е Ф Т И И Г А З А
СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ РУССКОЙ П Л А Т Ф О Р М Ы
В связи с поисками нефти и газа в центральных и северо-восточ­
ных районах Русской платформы особый интерес представляют
широко распространенные здесь и имеющие значительную мощность
девонские отложения, нефтеносные в Волго-Уральской области.
Ниже рассматриваются коллекторские свойства песчаных пород
нижнещигровского горизонта верхнего девона и верхнеживетского
подъяруса среднего девона на площади, расположенной к югу от
линии Котельнич — Шарья — Солигалич — Любим и охватыва­
ющей Московскую синеклизу, Токмовский свод и Саратовско-Рязанский прогиб.
В Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне регионально
выраженная нефтегазоносность в отложениях девонской системы
приурочена к живетским и нижнефранским породам. Нефтегазо­
носны также отложения каменноугольной и пермской систем. В этом
регионе открыто свыше 30 месторождений залежей нефти и г а з а .
Основные залежи нефти и г а з а в Тимано-Печорском нефтегазоносном
бассейне связаны с терригенными поддоманиковыми девонскими отло­
жениями и с отложениями карбона и перми.
Средне-Русский
Средний
возможно
нефтегазоносный
девон
(терригенная
ж и в е т с к о г о
яруса)
бассейн
часть
В Центральных областях средний девон представлен только
живетским ярусом. Промышленная нефтеносность живетских песча­
ников известна в Волго-Уральской нефтегазоносной области. В цен­
тральных же областях промышленная нефтеносность живетских
песчаников не доказана.
Верхняя часть живетского яруса сложена в основном переслаива­
ющимися песками, песчаниками, алевролитами и глинами.
283
Минералогический
состав
песчано-алевритовых
отложений
более или менее постоянный: кварцевый, с незначительным коли­
чеством слюд и более низким содержанием полевых шпатов по срав­
нению с нижнещигровскими песчаными породами. Цемент песчани­
ков и алевролитов глинистый, карбонатный, железистый, гипсовый,
часто сидеритовый, реже кварцевый регенерационный.
Различное содержание цемента, плохая или недостаточная отсортированность и окатанность материала, слагающего данные
породы-коллекторы,
обусловили
распространение
коллекторов
преимущественно V, IV и I I I классов. В разрезах присутствуют
также коллекторы I I и I классов.
В районе Самарской Л у к и кварцевый обломочный материал,
слагающий среднезернистые песчаники живетского возраста, плохо
отсортирован и окатан. Песчаники содержат более 10% глинистокарбонатного цемента, результатом чего является низкая эффек­
тивная пористость и проницаемость. Породы относятся к коллекто­
рам I V и V классов пониженной и малой емкости.
В разрезах Сердобска и Арчеды песчаные породы живетского
возраста имеют низкие значения проницаемости и пористости и отно­
сятся к V классу коллекторов малой емкости. Характерно, что в этом
же районе также ухудшаются коллекторские свойства песчаных
нижнещигровских отложений за счет цементации пор глинистым
и карбонатным материалом.
На участке Барановка — Пачелма — Токмово в живетских отло­
жениях встречаются песчаные породы, представленные разнои мелкозернистыми песками и глинистыми алевролитами с плохими
коллекторскими свойствами. Здесь отсутствуют породы-коллекторы
не только I и I I , но и I I I и IV классов (Исса, Пачелма, Токмово).
В разрезах Зубова Поляна, Морсово и Мосолово появляются
коллекторы IV класса, а в Мосолове — коллекторы I I I класса.
В разрезах Ряжска наблюдается ухудшение коллекторских свойств.
Отсутствуют коллекторы I I I класса, развиты коллекторы V класса.
К западу от линии Ряжск — Мосолово коллекторы малой емкости,
сложенные алевролитами и глинистыми песчаниками, встречены
в разрезе Ясной Поляны.
В Подмосковье живетские отложения выражены песчаными
и сульфатно-карбонатными осадками. Только в разрезах Серпухова
и особенно Калуги они могут представлять интерес как благоприят­
ные коллекторы.
От К а л у г и по направлению к Боровску по мере удаления от древ­
него берега моря живетская толща фациально изменяется. В Б о ­
ровске она сложена глинами алевритовыми с прослойками гли­
нистых песчаников, мергелями и глинами, доломитами с ангидритами
(наровские слои). Породы как коллекторы не представляют практи­
ческого интереса и относятся к V классу коллекторов малой
емкости.
В северных разрезах Подмосковья (Поваровка, Редкино) живет­
ские отложения представлены сульфатно-карбонатными породами,
284
мергелями, известняками, доломитами, отчасти алевролитами гли­
нистыми (Поваровка). Развиты коллекторы малой емкости.
К северо-востоку от Редкино и Поваровки в разрезах живетских
отложений Любима и Солигалича появляются благоприятные песча­
ные коллекторы IV и отчасти I I I классов, в различной степени сце­
ментированные. В районе Любима и Солигалича мощность верхнеживетских отложений максимальна (200 м): Количество песчаных
пород составляет более I всей мощности отложений. Наилучшие
показатели пористости и проницаемости отмечаются также в разрезе
Лысково, где эти отложения представлены преимущественно светло­
серыми, почти белыми песками и песчаниками, среди которых встре­
чаются прослои и пачки желтовато-серых алевролитов и темно-серых
алевролитовых глин. При этом хорошо отсортированные мелкозер­
нистые песчаники приурочены к верхней части разреза, тогда как
в нижней части разреза отмечаются алевритовые плохо отсортиро­
ванные песчаники. Мощность отдельных прослоев песчаников в верх­
ней части разреза колеблется от 1 до 2,5 м.
2
В е р х н и й
3
девон
(терригенная
ф р а н с к о г о
яруса)
часть
Нижнещигровские отложения франского яруса сложены в основ­
ном песчано-глинистыми породами, очень однообразными, предста­
вляющими собою частое чередование песков, песчаников, алевро­
литов, глин и даже аргиллитов, с единичными тонкими прослоями
известняков в нескольких разрезах (Кикино, Горький и др.).
Общая характеристика нижнещигровских отложений централь­
ных областей Русской платформы приведена в работах А. А. Б а к и рова,
Д . В . Наливкина,
Н. Н. Тихоновича,
А. Г. Завидоновой,
М. Ф . Филипповой, Л . М. Бириной и др.
Нижнещигровские пески и песчаники кварцевые, реже полево­
шпатовые и слюдистые. Количество полевых шпатов в них коле­
блется от 5 до 2 0 % , а в некоторых случаях (Зубова Поляна) достигает
3 7 % . Зерна минералов чаще всего окатанные, реже угловато-ока­
танные и еще реже угловатые. Цементом является глинистое в е ­
щество, иногда сидерит, гипс, кальцит и др. Пески и песчаники
неоднократно перемывались и переотлагались, что сказалось на
минералогическом составе зерен, на их форме и цементе.
В нижнещигровском горизонте в центральных районах наиболее
развиты коллекторы I и I I классов (табл. 27), характеризующиеся
высокими фильтрационными и емкостными показателями.
Коллекторы на рассматриваемой территории в основном распро­
странены в виде трех зон.
Первая, южная, зона занимает полосу от Кикино и Сердобска
на востоке до Калуги на западе и характеризуется развитием кол­
лекторов V, IV и I I I и отчасти I и I I классов. Снижение фильтра­
ционных и емкостных показателей коллекторов связано с повышен­
ным содержанием глинистого и кальцитового цемента. К этой же
285
Т а б л и ц а
27
Характеристика наиболее благоприятных пород-коллекторов
нижнещигровского горизонта в разрезах опорных скважин
центральных областей Русской платформы
( п о А . А . Ханину, 1958)
Мосолово
Ряжск
Зубова Поляна
Морсово
Редкино
Поваровка
Серпухов
Боровск
Калуга
Ясная Поляна
Кикино
Гусиха
Казанла
Сердобск
Проница­
емость, мд
Пористость
открытая, %
600 и > 6 0 0
650 и 1000
д о 1640
700и>700
>1500
<500
1000—3100
1300—1720
100-3100
1650—6835
30
28-33
25—33
27-31
37
25
23—36
17-24
5-17
26
10-19
21-25
21—25
300—1000
165—1300
< 5 - 3 0 0
—
Пористость
эффективная
(в шлифах),
%
Класс
коллектора
II
23
20
22—29
21,3
I,
I,
—
—
—
II
I
III,
—
—
—
—
—
—
—
II
I
IV
I
I
I,
I,
I,
L
III
II,
I
II,
II,
II,
, IV
III
III
III
III
, V
полосе в живетской толще приурочены коллекторы с наименьшими
емкостными и фильтрационными свойствами. По направлению к В о ­
ронежскому массиву наблюдается уменьшение мощностей песчаных
пород и увеличение глинистости.
Вторая зона наиболее обширная. Она охватывает значительную
часть центральных областей Русской платформы, от Самарской Л у к и
до г. Р я ж с к а и Пачелмы на юге, г. Любима и г. Лысково на севере
и пос. Редкино на северо-западе. Зона характеризуется преимуще­
ственным развитием коллекторов I и I I классов. Зерна, слагающие
породы, однородны, содержание цементирующих веществ обычно
от долей процента до 3 — 4 % .
Третья зона находится в северо-восточной части данной терри­
тории (города Солигалич, Шарья, Котельнич) и характеризуется
развитием коллекторов I , I I , I I I , I V H V классов.
Н а восток от г. Любима в сторону г. Шарьи и далее к Котель­
ническому своду наблюдается равномерное уменьшение содержания
песчаных пород, увеличение глинистости и содержания цемента
в песчаных коллекторах. В разрезах появляются коллекторы сред­
ней, пониженной и низкой проницаемости и емкости ( I I I , I V
и V классы).
Коллекторы более высоких классов на рассматриваемой террито­
рии занимают зоны, где осадконакопление шло в условиях углублен­
ного дна. Песчаные отложения этих зон обладают большей мощностью
и более однотипны, чем в условиях относительного мелководья.
286
Тимано-Печорский
нефтегазоносный
бассейн
Разрабатываемые и разведываемые в настоящее время в ТиманоПечорском нефтегазоносном бассейне газовые и нефтяные место­
рождения приурочены к ограниченной площади на северо-восточном
склоне Южного Тимана и прилегающей части Печорской депрессии.
Здесь известны нефтяные (Чибьюское, Ярегское, Западно-Тэбукское и др.), газоконденсатные (Джеболское, Вуктылское), г а з о ­
нефтяные
(Войвожское,
Верхне-Омринское,
Нижне-Омринское,
Искосьгоринское и др.) и газовые (Нибельское, Нямедьское, К у ш к о джское, Седьиольское и др.) месторождения.
Залежи нефти и газа в месторождениях Южного Тимана связаны
с чибьюской толщей верхнего живета (пласты I I I и I B ) И пашийского
горизонта франского яруса (пласты I a и 16). Пласт I I I сложен пере­
слаиванием песчано-алевритовых пород с глинами и глинистыми
сланцами. Песчаники средне- и мелкозернистые сравнительно хорошо
проницаемые преобладают в нижней части (1020 м), алевролиты
и глины — в верхней. Пласт I I I содержит преимущественно
залежи газа.
Пласт I B представлен чередованием мелко- и среднезернистых
песчаников, алевролитов и глин. Мощность песчаных прослоев
достигает до 10 м. Пласт 16 представлен чередованием преимуще­
ственно алевритовых и пелитовых пород; песчаные разности в нем
распределены неравномерно, образуя линзы весьма разнообразной
формы и размеров. Аналогичными породами сложен пласт I a .
Пласт I I I является основным эксплуатационным объектом на г а з
и нефть в Ухтинском и Верхне-Ижемском районах (Седь-Йольское,
Нибельское месторождения и д р . ) .
Мощные фонтаны девонской нефти на Западно-Тэбукской пло­
щади, промышленная нефтегазоносность в каменноугольных и перм­
ских отложениях (Курьинско-Лебяжская зона поднятий) указывают
на значительные перспективы получения нефти и газа в ТиманоПечорском бассейне.
Породы-коллекторы девона характеризуются открытой пори­
стостью от 1 до 2 0 — 2 5 % и проницаемостью от 1 до 5000 мд. Наиболее
часто в песчаных породах девона встречаются коллекторы I I
и I I I классов.
Залежь нефти на Западном Тэбукском месторождении приурочена
к карбонатным рифогенным пористым породам пласта O верхнего
девона. Пласт характеризуется мощностью 2—9 м, дебит нефти
достигает 1000 ml сутки. К сводовым залежам в южной части ТиманоПечорского бассейна относятся залежи нефти в эйфельских отложе­
ниях Западно-Тэбукского (пласты I I I и П б ) , Ярегского месторо­
ждений (пласт I I I ) , газовые залежи Нибельского, Войвожского,
Седь-Йольского месторождений (пласт I I I ) , залежь газа в каменно­
угольных отложениях Печорогородской структуры, газовые за­
лежи в кунгурских и верхнеартинских отложениях Курьинской
складки. В настоящее время в южной части Тимано-Печорского
1
287
нефтегазоносного бассейна известно 26 залежей г а з а , газоконденсата
и нефтегазоконденсата. В последние годы газонефтеносность выяв­
лена в отложениях карбона и перми. Коллекторами газа в пермских
отложениях являются плотные трещиноватые песчаники верхнеартинского и кунгурского возрастов, характеризующиеся низкими
значениями проницаемости, а также известняки карбона. Эти породы
слагают продуктивные пласты газовых залежей месторождений
Аранец, К у р ь я , Вуктыльского и др.
Крупное по запасам газа Вуктыльское месторождение содержит
единую массивную залежь с этажом газоносности около 1300 м.
Газоносными являются карбонатные породы карбона и нижней
перми.
Доломиты и доломитизированные известняки на многих участках
разреза характеризуются открытой пористостью от 6,5 до 2 3 % ,
проницаемостью от 9 до 1500 мд и более.
Широко распространены в Тимано-Печорском бассейне залежи,
литологически ограниченные со всех сторон. К линзообразным
относятся многие залежи, приуроченные к пашийскому горизонту
нижнефранского подъяруса ряда площадей (Нижне-Омринская,
Верхне-Омринская и др.), а также залежи, относимые к джебольскому подъярусу терригенной толщи турне Верхне-Печорского
района. Имеются рукавообразные залежи, например, нефтяная
залежь пласта I r живетского яруса на Войвожском месторождении,
приуроченная к песчано-галечниковому скоплению вытянутой формы;
залежь газоконденсата в песчаных породах малевского и упинского
горизонтов турне на Северо-Джебольском месторождении.
Известны залежи стратиграфически экранированные (пласты I I I
и П б Ваньюской площади, пласт I B Нибельской, Верхне- и НижнеОмринских, Западно-Тэбукской, Северо-Джебольской
площадей
и др.), приуроченные к терригенным отложениям. Залежь нефти
в нижней части пласта I B (черноярский горизонт) Западно-Тэбукского месторождения отнесена к группе структурно-стратиграфи­
ческих (наличие антиклинального перегиба слоев, резкое срезание
последних и несогласное перекрытие глинисто-алевролитовыми поро­
дами пашийского горизонта).
Глава
XI
ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА ДНЕПРОВСКОДОНЕЦКОЙ ВПАДИНЫ И ЮГО-ЗАПАДНОЙ ОКРАИНЫ
РУССКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Днепровско-Донецкий
нефтегазоносный
бассейн
Цоколь Днепровско-Донецкого нефтегазоносного бассейна сло­
жен докембрийским фундаментом. В бассейне выделяются север­
ный и южный бортовые склоны, центральный грабен, северная и юж­
ная зоны окаймления, или зоны краевых ступенчатых сбросов. Для
этих зон характерно разное погружение кристаллического фунда­
мента. Центральный грабен соответствует наиболее погруженной
части впадины. Осадочная толща пород здесь собрана в анти­
клинали.
Днепровско-Донецкая впадина слагается комплексом осадочных
пород от девонских до четвертичных отложений включительно.
Максимальная мощность их в юго-восточной части предположительно
достигает 9000 м и более. С глубиной происходит усложнение струк­
турных планов стратиграфических комплексов, что вызвано накла­
дыванием тектонических движений друг на друга во времени.
Выклинивание толщ от осевой части бассейна осадконакопления
к его периферии характерно для всех стратиграфических комплексов
верхнего палеозоя и мезозоя.
Основными
тектоническими
формами
верхнепалеозойского
структурного
плана Днепровско-Донецкой
впадины
являются
крупные брахиантиклинали с широким сводом и узкими крыльями.
Они развиты повсеместно в приосевой зоне и в прибортовых частях
впадины. Все известные нефтяные и газовые месторождения Днеп­
ровско-Донецкого бассейна располагаются в пределах зон ступен­
чатых сбросов в центральном грабене.
За последнее десятилетие на территории юго-восточной части
Днепровско-Донецкой впадины были открыты и введены в промыш­
ленную разработку Радченковское и Сагайдакское газонефтяные
месторождения, Шебелинское газовое месторождение, Кибинцевское,
Глинско-Розбытттевское
нефтяные
месторождения,
Солоховское,
19 Заказ 2211.
289
Спиваковское, Вельское, Чернухинское, Михайловское газовые
месторождения и др.
Залежи газа и нефти установлены в отложениях палеозоя и мезо­
зоя. Основные запасы полезных ископаемых приходятся на палео­
зойские отложения: девон — 1 1 , 6 % , карбон — 6 6 , 5 % , нижняя
пермь — 1 8 , 2 % ; в мезозое 2 , 9 % приходится на триас и 0 , 8 % на юру.
Наибольший интерес в отношении нефтегазоносности предста­
вляют каменноугольные отложения. Залежи газа в карбоне встре­
чены во всех его отделах: на нижний отдел приходится 2 1 , 3 % , сред­
ний — 3 0 , 5 % и верхний — 1 4 , 7 % от общих запасов.
Разведочными работами установлена газоносность пород девона
(Зачепиловское), карбона (Зачепиловское, Михайловское, Черну­
хинское, Шебелинское, Прищепинское), перми (Шебелинское, Спи­
ваковское, Машевское, Качановское, Рыбальское, Кегичевское,
Ефремовское), триаса (Радченковское, Сагайдакское, Шебелинское,
Вельское,
Рыбальское)
и юры (Солоховское).
Нефтеносными
являются породы девона (Зачепиловское), карбона (Радченковское,
Гнединцевское, Сагайдакское, Зачепиловское, Кибинцевское, К а ­
чановское, Новогригорьевское), перми (Гнединцевское, Качанов­
ское, Леляковское) и триаса (Качановское, Бригадировское). К числу
наиболее крупных месторождений г а з а и нефти относятся Шебе­
линское, Качановское, Гнединцевское, Радченковское, Ефремовское
и некоторые другие.
Эти месторождения в ряде случаев представлены многопласто­
выми залежами, охватывающими широкий стратиграфический ком­
плекс отложений, от карбона до триаса включительно.
На северо-западе Днепровско-Донецкой впадины установлено
шесть нефтяных месторождений, в средней части — пять много­
пластовых нефтегазовых месторождений и в юго-восточной части
впадины — девять месторождений природного газа.
Формирование нефтяных и газовых залежей могло происходить
не раньше, чем в предтретичное и третичное время, в условиях вер­
тикальной миграции флюидов по зонам дробления и разломам в оса­
дочном комплексе подсолевого осадочного чехла.
По данным И. Ф . Клиточенко и Н. А. Самборского (1963), за­
лежи нефти и газа размещаются в Днепровско-Донецкой впадине
во взаимосвязанных ловушках каждого нефтегазосодержащего ком­
плекса таким образом, что залежи г а з а приурочены к гипсометри­
чески наиболее низко расположенным ловушкам, а залежи нефти —
к более высоким.
Месторождения нефти и газа находятся в различных тектони­
ческих зонах региона. В пределах юго-западной прибортовой зоны
они расположены на участках антиклинального перегиба юго-запад­
ного крыла и широкого свода наклоненных к северо-востоку крупных
брахиантиклинальных складок (Михайловское и Зачепиловское
месторождения). Для северо-восточной прибортовой зоны харак­
терна обратная зависимость: основные месторождения нефти и газа
связаны с обращенными во впадину участками свода брахианти290
клинальных сундучных складок (Качановское месторождение). Наи­
более распространены пластовые залежи нефти и газа (сводовые
и экранированные), встречающиеся во всех тектонических зонах
впадины.
На втором месте по распространению (но не по значению) мас­
сивные залежи нефти и г а з а . Литологически ограниченные (со всех
сторон) залежи известны на Ромненском нефтяном месторождении,
в настоящее время не разрабатываемом из-за малой продуктив­
ности.
Наиболее древними отложениями в Днепровско-Донецкой впа­
дине, к которым приурочены нефтегазопроявления, являются породы
девонской системы. Признаки нефти и г а з а , обнаруженные в этих
осадках, связаны в основном с брекчиями кепрока соляных куполов
в прибортовых зонах впадины. Промышленные притоки нефти были
получены из брекчии на Ромненском штоке.
Промышленно нефтегазоносны породы турнейского, визейского,
намюрского, башкирского, московского ярусов каменноугольной
системы, а также ее верхний отдел — араукаритовая свита.
В разрезе Шебелинского, одного из крупнейших газовых место­
рождений, расположенного в восточной части Украины, газоносные
пласты обнаружены в отложениях араукаритовой свиты верхнего
карбона, картамышской свиты (свита медистых песчаников) и покровской свиты (нижнеангидритовый горизонт) нижней перми. В с я
газонасыщенная толща пород составляет единую массивную залежь
мощностью 1100 м с высокими пластовыми давлениями и единым
газоводяным контактом. Абсолютно свободные дебиты газа ко­
леблются от 100 до 1100 тыс. м /сутки и более.
Пластовые давления в зависимости от глубины вскрытия гори­
зонтов изменяются в пределах 237—254 am. Экраном служит камен­
ная соль нижнепермского возраста.
В разрезе месторождения выделяются терригенные и хемогенные
толщи пород. Терригенная толща включает картамышскую свиту
(свита медистых песчаников) нижней перми и араукаритовую свиту
карбона. Хемогенная толща сложена покровской свитой (нижний
ангидритовый горизонт) нижней перми.
Шебелинская структура тектоническими нарушениями разбита
на ряд блоков. Скважины, расположенные вблизи тектонических
нарушений, в большинстве случаев дают высокие дебиты г а з а .
Араукаритовая свита в разрезе Шебелинского газового место­
рождения представляет собой чередование песчаников, алевролитов
и аргиллитоподобных глин с подчиненными маломощными про­
слоями известняков. Она подразделяется на две части: нижнюю,
песчано-алевритовую, мощностью около 300 м и верхнюю, алевритоглинистую, мощностью 210—220 м. Среди алеврито-глинистых пород
верхней части свиты встречаются редкие прослои песчаников.
В отложениях араукаритовой свиты выделяют семь газоносных
горизонтов ( A — A ) , прослеживающихся по всей площади и сло­
женных главным образом песчаниками.
3
0
19*
6
291
Открытая пористость песчаников (средние данные) 1 3 , 1 % и алев­
ролитов 8 , 8 % . Эффективная пористость песчано-алевритовых пород
колеблется в пределах от 0,8 до 1 5 , 8 % и в среднем составляет для
песчаников 1 0 , 3 % и алевролитов 4 , 8 % .
Проницаемость песчаников, по данным изучения керна, колеб­
лется от долей миллидарси до 100 мд, в среднем для коллекторов
она составляет 12 мд.
В породах араукаритовой свиты развиты трещины как открытые,
так и закрытые, выполненные кальцитом, ангидритом, анкеритом
и другими вторичными минералами. Трещины повышают проница­
емость пластов и способствуют перетоку газа и распределению его
в породах араукаритовой свиты. Остаточная водонасыщенность
песчано-алевритовых пород свиты, изученная И. А. Мухаринской
(1963), колеблется от 18 до 5 7 % .
Картамышская свита Шебелинского газового месторождения
представлена толщей частого чередования, преимущественно красноцветных глин, алевролитов и песчаников с маломощными прослоями
карбонатных пород. Расчленение данной мощной толщи отложений
на газоносные пачки от M до M по геофизическим данным носит
условный характер. Пачки M и M , залегающие в верхней части
свиты, сложены в основном алевролитами и глинами, меньше развиты
песчаники, доломитовые мергели, доломиты и ангидриты. Песчаники,
чередуясь с алевролитами, не образуют достаточно выдержанных
самостоятельных прослоев, они переходят по простиранию в алеврито-глинистые породы.
Пачки M и M в средней части картамышской свиты слагаются
теми же породами, что и пачки M и M . Песчаники составляют около
трети разреза пачек M и M . Остальная часть разреза сложена чере­
дующимися прослоями алевролитов и глин.
Нижняя часть разреза (пачка M ) состоит из глин и алевролитов
с подчиненным количеством песчаников. Песчаники бурые и краснобурые, изредка серые и зеленовато-серые, мелко- и тонкозернистые,
горизонтально- и косослоистые.
По минералогическому составу песчаники олигомиктовые и полимиктовые. Основными породообразующими минералами являются
кварц ( 6 5 — 9 5 % ) , полевые шпаты ( 2 — 1 5 % ) , слюды ( 3 — 2 0 % )
и обломки пород ( 0 — 2 0 % ) , главным образом кварцитов и кремней.
Обломочный материал песчаников представлен преимущественно
угловато-окатанными и реже окатанными зернами. Содержание
фракции 0,25—0,1 мм не превышает 5 3 % ; фракции 0,10—0,01 мм —
от 16 до 3 1 % и частиц диаметром меньше 0,01 мм — 2 1 % . Средний
размер зерен песчаников равен 0,111 мм.
Алевролиты наиболее развиты в разрезе свиты. Они обычно
красно-бурые, реже зеленовато-серые, сильно глинистые (28—
3 9 % ) , в различной степени карбонатные. Минералогический состав
алевролитов в основном тот же, что и состав песчаников.
Пористость открытая песчано-алевритовых пород свиты изме­
няется от 3 до 27% и в среднем не превышает 1 2 % ; проницаемость
1
5
1
3
2
4
1
3
2
4
5
292
большинства пород составляет от 1 до 5 мд (доминируют поровые
каналы размером 6 мк). Единичные образцы пород характеризуются
проницаемостью от 5 до 300 мд. Породы проницаемостью от 5 до
300 мд преимущественно встречены в пачке M . Плотность песчаников
и алевролитов изменяется от 1,99 до 2,74 г/см .
Наиболее высокими коллекторскими свойствами по сравнению
с другими породами разреза картамышской свиты Шебелинского
месторождения обладают песчано-алевритовые породы, содержащие
слюдисто-глинистый, глинистый и железисто-глинистый цемент в ко­
личестве не более 2 0 % . Пористость открытая таких пород достигает
2 2 — 2 6 % и проницаемость — 300 мд.
Остаточная
водонасыщенность
песчано-алевритовых
пород
картамышской свиты колеблется от 15 до 9 7 % , составляя в боль­
шинстве случаев 4 5 — 6 0 % .
По коллекторским свойствам песчано-алевритовые породы карта­
мышской свиты мало изменяются в пределах Шебелинской и со­
предельных структур.
В нижнем ангидритовом горизонте Шебелинского месторождения
развиты в основном хемогенные осадки, представленные ангидри­
тами, карбонатными породами, породами переходных типов (доломито-ангидриты и ангидрито-доломиты) и глины. В виде редких
прослоев в разрезе присутствует каменная соль и алевролиты. Кол­
лекторами газа в отложениях нижнего ангидритового горизонта
являются пористо-кавернозные карбонаты, частично алевролиты,
а также трещиноватые породы. Пористо-карбонатные породы харак­
теризуются пористостью до 1 4 — 2 8 % и проницаемостью до 30 мд.
Рассмотрение пород-коллекторов нефти и газа месторождений
и разведочных площадей юго-восточной части Днепровско-Донецкой
впадины, приведенное И. А. Мухаринской (1964), показало, что
в юрских отложениях распространены породы-коллекторы I I класса
(по классификации А. А. Х а н и н а ) , в триасе — коллекторы преиму­
щественно I I и I I I классов, в нижней перми — I I и I I I классов
(Качановское и Глинско-Розбышевское месторождения), а также I V
и V классов (Шебелинское и Спиваковское месторождения).
В верхнем карбоне наиболее развиты породы-коллекторы I I I
(Шевченковская площадь, Красно-Поповское, Качановское, Ceверо-Голубовское месторождения), I V (Шебелинское месторожде­
ние) и V (Спиваковское месторождение и Славяновская площадь)
классов.
В среднем карбоне в основном развиты породы-коллекторы
IV класса, а в отдельных разрезах (Шебелинское) — коллекторы
V класса. Породы-коллекторы нижнего карбона относятся к I I I классу
(Радченковское и Михайловское месторождения).
С глубиной наблюдается ухудшение коллекторских свойств.
Т а к , в разрезе Качановского месторождения в отложениях триаса
развиты продуктивные породы-коллекторы I I I класса, в нижней
перми — I I и I I I классов и в карбоне — I I I и IV классов. То
же самое наблюдается в разрезе Шебелинского месторождения:
1
3
293.
в триасе — коллекторы I I I класса и в нижней перми — I V и V
классов.
Северо-западным продолжением Днепровско-Донецкой впадины
является Припятская впадина, отделенная от первой выступом
фундамента. Осадочный комплекс слагается породами девона, кар­
бона, перми, мезозоя и кайнозоя. Наибольшей мощностью обладают
отложения девона, а среди них соленосные толщи: одна в елецкоданково-лебедянском горизонте (до 1500 м) фаменского яруса, другая
в евлановско-ливенском горизонте (270—440 м) франского яруса.
Галогенные толщи представлены каменной солью с прослоями карбонатно-сульфатных пород. Эти толщи разобщены карбонатными
породами (0—400 м), относящимися к задонско-елецкому горизонту
фаменского яруса. К своду Речицкой структуры межсолевые отло­
жения выклиниваются. Надсолевой девон представлен в основном
терригенными породами (200—450 м).
В северо-восточной части Принятской впадины открыт ряд неф­
т я н ы х месторождений: Речицкое, Осташковичское, Тишковское,
Давыдовское и Вишинское. В тектоническом отношении выявленные
месторождения приурочены к Речицко-Осташковичскому валообразному поднятию.
Промышленные скопления нефти приурочены к карбонатным
породам верхнего девона. Продуктивные пласты залегают в меж­
солевой и подсолевой толщах, что способствует сохранности сформи­
ровавшихся залежей.
Карбонатные толщи пород характеризуются чередованием раз­
личных разностей как по составу, так и по характеру пустотного
пространства. Однако преобладающей разностью пород являются
трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты.
Проницаемость, связанная с межзерновой пористостью, у изве­
стняков не превышает 5—10 мд, у доломитов — 100 мд; трещинная
проницаемость, изученная по данным испытания скважин, соста­
вляет 400—800 мд, увеличиваясь почти до 2000 мд в результате
применения кислотной обработки призабойной зоны скважин.
Нефтегазоносные
бассейны юго-западной
платформы
окраины
Русской
В юго-западной части Русской платформы фундамент постепенно
погружается на юго-запад и скрывается под надвинутой частью
Карпат. Вместе с фундаментом погружаются и осадочные палеозой­
ские образования. Моноклинальное погружение палеозойских обра­
зований осложнено Львоским палеозойским прогибом глубиной
до 5000 м. Мощность песчано-глинистых и карбонатных пород палео­
зоя в нем достигает 3500 м. Эти породы перспективны для поисков
в них залежей нефти и газа.
С развитием Карпатской складчатой системы связан ряд нефте­
газоносных бассейнов (Северо-Предкарпатский, Центрально-Карпат­
ский и Южно-Предкарпатский). Северо-Предкарпатский бассейн
294
приурочен к Предкарпатскому краевому прогибу. ЦентральноКарпатский бассейн приурочен к складчатой части Карпат.
Наиболее значительные месторождения нефти и газа на терри­
тории Западной Украины связаны с внешней и внутренней зонами
Предкарпатского прогиба. Центральная часть прогиба заполнена
нижнемиоценовыми отложениями стебникской и воротыщенской
серий, слагающих верхнюю часть осадочной толщи. Мощность по­
следней в наиболее опущенной части прогиба примерно 7—8 км.
Стебникские отложения надвинуты на тортонские и сарматские
отложения внешней зоны.
В пределах Предкарпатского прогиба находятся все известные
нефтяные месторождения Предкарпатья: Битков, Майдан, Рипне,
Уличнянское, Долина, Борислав, Нагуевичи, Стрельбичи, Сходница
и др. Газовые месторождения — Косов, Калуш, Кадобно, Дашава,.
Угерско,
Бильче-Волица,
Опары,
Ходновичи — располагаются
у линии надвига внутренней зоны на внешнюю.
Все известные залежи газа внешней зоны Предкарпатского про­
гиба связаны с отложениями среднего миоцена и мезозоя (верхний
мел и верхняя юра). Газовые залежи внешней зоны приурочены
к песчаным комплексам, отделенным друг от друга прослоями глин.
В месторождениях Свидница, Опары, Малая Горожанка, Д а ш а в а ,
Кодобно, Грыновка и Косов они связаны с песчаниками сарматтортонского возраста. В Угерско-Косовском районе отложения
тортона залегают на породах верхнего мела.
Глинисто-ангидритовый
горизонт,
залегающий в основании
верхнего тортона, отделяет верхнюю продуктивную толщу от толщи,
сложенной песчаниками тортона, мела и пористо-трещиноватыми
известняками юры. Крупные по запасам залежи газа в этой толще
в погребенных выступах были обнаружены на месторождениях
Рудки, Угерско, Бильче-Волица и Медыничи.
На месторождении Рудки коллекторы газа представлены пес­
чаниками крепко сцементированными, среднесцементированными
и слабосцементированными. Основная залежь газа в верхнем тортоне
приурочена к верхней половине горизонта I V a . Песчаники мелко­
зернистые, кварцевые ( 9 0 — 9 5 % ) . Обломочный материал имеет у г л о ­
вато-окатанную и окатанную форму. Цемент породы карбонат­
ный, порово-базальный. Карбонатность (средние данные) 1 8 — 2 0 % ,
средняя пористость песчаников 1 7 % , проницаемость 29 мд.
Коллекторы газа месторождений Бильче-Волица и У г е р с к о
представлены угерскими мелкозернистыми песчаниками с детритусово-известковым и известковым цементом. По данным Н. В . Смир­
новой они характеризуются хорошей сортированностью обломочного
материала, наличием неравномерного
цемента
(неравномернопоровый, неравномерно-сгустковый и сгустковый) детритусового
состава.
На площади Угерско и в южной части Бильче-Волицы верх­
няя часть угерской свиты сложена почти исключительно мелко­
зернистыми кварцевыми песчаниками с детритусово-известковым
295
й известковым цементом. В северной части площади песчаники стано­
вятся алевритовыми и содержат глинисто-известковый цемент. В на­
правлении с юга на север здесь происходит вначале частичное, а затем
полное фациальное замещение песчаников верхней части свиты
глинисто-известковыми алевролитами с мергелями.
Мощность верхней части свиты изменяется от 200 до 100 м , умень­
шаясь в северном и северо-восточном направлениях. Мощность
песчаной фации осадков верхней пачки изменяется от 200 м (Угерско)
до полного выклинивания (северная часть Бильче-Волицы, с к в . 45).
Максимальные мощности верхней части свиты приурочены к присводовым участкам поднятий Угерско и Бильче-Волица.
Нижняя часть отложений угерской свиты отличается от верхней
присутствием среднезернистых песчаников с равномерным известко­
вым цементом, что ухудшает фильтрационные свойства пород.
Мощность нижней части свиты на площади Угерско достигает
360—400 м , а на площади Бильче-Волица она уменьшается до 130 м .
К верхней части угерской свиты приурочены промышленные ско­
пления газа. Среднее значение открытой пористости песчаных кол­
лекторов около 2 5 % , проницаемость их составляет 640 мд.
Наблюдается литологическая изменчивость песчаных пород
газоносной толщи на площади месторождения, что также приводит
к различию в коллекторских показателях. В связи с этим на место­
рождении Н. В . Смирнова выделяет три зоны развития коллекторов.
Первая зона охватывает площадь Угерско и сложена песча­
никами с детритусово-известковым цементом; пористость
20%,
проницаемость 1270 мд.
Вторая зона занимает южную часть площади Бильче-Волица
и сложена песчаниками мелкозернистыми с детритусово-известко­
вым и известковым цементом, пористость 2 5 % ; проницаемость
800 мд.
Третья зона занимает северную часть площади Бильче-Волица.
Здесь развиты песчаники алевритистые с известковым и глинистоизвестковым цементом; пористость 2 4 % ; проницаемость 400 мд.
Во внутренней зоне Предкарпатского прогиба разрабатываемые
месторождения нефти связаны с относительно узкой полосой опроки­
нутых к северо-востоку глубинных складок, погребенных под крае­
вым надвигом Карпат. С зоной глубинных складок связано Бориславское месторождение нефти, нефтегазовые месторождения Долина
и Битков (залежи газа в эоценовых отложениях). Залежи нефти
данной зоны связаны с песчаными и песчано-алевритовыми пластами
менилитовых, попельских, быстрицких, манявских и ямненских
отложений палеогена.
На Долинском и Битковском месторождениях залежи нефти и газа
приурочены к песчаникам и алевролитам менилитовой серии олигоценового возраста. Менилитовые отложения Долинского месторожде­
ния представлены флишевой толщей мощностью 600 м . Это аргил­
литы, алевролиты и песчаники, последние имеют подчиненное зна­
чение. По геофизическим данным, в менилитовых отложениях
296
выделяется от 30 до 40 пластов и пропластков песчаников общей
эффективной мощностью от 60 до 100 м.
По данным В . М. Бортницкой (1963), песчаники мелкозернистые,
плотные, алевритовые, сильно сцементированные. Цемент глини­
стый, карбонатный или смешанный. Тип цементации базальный
и порово-контактный. Алевролиты глинистые, тонкослоистые. Це­
мент глинистый и карбонатно-глинистый, порового типа. Продуктив­
ные песчаники неравномерно распределяются по разрезу, образуя
серию изолированных друг от друга линз. По своим коллекторским
свойствам песчаники и алевролиты близки между собой. Плотность
песчано-алевритовых пород колеблется от 2,05 до 2,70 г!см , пре­
обладают значения 2 , 4 0 — 2 , 6 0 г/см .
По данным И. П. Сафарова (1959), пористость пород-коллекторов
верхнеменилитовой свиты в среднем составляет 7 , 3 — 8 , 5 % , среднеменилитовой
свиты — 5 , 0 — 7 , 7 %
и
нижнеменилитовой — 2 , 7 —
1 1 , 6 % ; пористость глинистых разностей колеблется от 2,8 до 1 0 , 3 % .
Проницаемость песчано-алевритовых пород не превышает 3 мд,
в редких случаях достигая 12 мд. Обычно она составляет доли миллидарси. В редких прослоях кливских песчаников, характеризующихся
пористостью от 10 до 1 8 % , проницаемость составляет от 10 до 26 мд..
Нефтенасыщенность колеблется от 62 до 7 5 % . Движение флюидов
связано главным образом с системой трещин. Раскрытость трещин
изучалась в больших шлифах В . М. Бортницкой. Во всех д и а л о г и ­
ческих типах пород развиты слабоизвилистые трещины, заполненные
кальцитом, выдержанные по ширине, раскрытость от 0,01 до 0,5 жж.
Внутри трещин, заполненных кальцитом, наблюдаются зияющие,
заполненные битумом или открытые трещины. Дебиты скважин
меняются от 7—8 до 200 т/сутки, пластовые давления составляют
240—260 am.
В Долинской депрессии нефтеносны также отложения манявской
и выгодской свит эоцена. Этаж нефтеносности эоценовых отложений,,
представленных попельской и витвицкой сериями, достигает 850 м.
Быстрицкая свита попельской серии сложена глинистыми породами,
среди которых встречаются отдельные линзовидные слои песчаников,
и алевролитов общей мощностью от 4 до 18 м. Изучение песчаников
разнозернистых, плотных с глинистым цементом типа соприкоснове­
ния, проведенное В . М. Бортницкой (1963), показало, что пори­
стость их составляет всего лишь 2 — 5 % , а проницаемость — доли
миллидарси. В отдельных незначительных по мощности пропластках
песчаников пористость составляет 1 1 — 1 2 % и проницаемость —
2—3 мд.
Трещинная проницаемость пород не превышает 15—20 мд.
Выгодская свита (витвицкая серия) сложена почти полностью
песчаниками, переслаивающимися с глинистыми пропластками.
Средняя эффективная мощность песчаников кварцевых, разнозер­
нистых, слабоизвестковистых составляет от 8 до 80 м.. Песчаники
содержат глинистый и глинисто-карбонатный цемент; тип цемента­
ции поровый, базальный и контактный. Алевролиты песчанистые,
3
3
29?
слабоизвестковистые с глинистым цементом, среди них встречается
кремнистый цемент базалъного типа.
По В . М. Бортницкой (1963) песчаники и алевролиты выгодской
свиты близки по своим коллекторским свойствам. Песчаники объем­
ным весом 2 , 2 — 2 , 4 г/см и пористостью 1 2 — 1 6 % характеризуются
проницаемостью от долей до 50 мд, наиболее часто встречаются вели­
чины 3—5 мд. Более плотные разности песчаников с объемным весом
2 , 4 — 2 , 6 г/см
характеризуются пористостью 3 — 6 % .
В отложениях манявской свиты выделяются две песчано-глинистые пачки. Песчаники мелкозернистые с глинисто-кремнистым це­
ментом и алевролиты обычно характеризуются большой плотностью,
невысокой пористостью до 5 % и проницаемостью (доли миллидарси).
Отдельные песчаные пропластки имеют пористость до 1 9 % и проница­
емость 3—5 мд. В этих отложениях также развита трещиноватость.
Трещинная проницаемость пород обычно не превышает 10 мд.
Газоконденсатная залежь обнаружена в песчаниках выгодской
и манявской свит эоцена и яменской серии палеоцена в складки
в Глубинной Битковского месторождения. Отложения эоцена на
Битковском месторождении подобны таковым на Долинском. Первый
(верхний) продуктивный горизонт приурочен к выгодской свите,
второй (средний) — к верхней пачке манявской свиты и третий
(нижний) — к песчаникам яменской серии.
Общая мощность первого продуктивного горизонта увеличи­
вается с юго-востока на северо-запад от 10 до 158 м. С увеличением
общей мощности свиты увеличивается мощность пластов песчаников,
служащих коллекторами газа. Эффективная мощность пород коле­
блется от 5 до 33 м. Количество продуктивных пластов в разрезе
первого продуктивного горизонта варьирует от 1 до 19. Абсолютная
средняя пористость песчаников равна 1 2 % . Проницаемость по газу
колеблется от 0,6 до 81 мд.
Во втором продуктивном горизонте эффективная мощность песча­
ников увеличивается от крыльев складки к своду и изменяется
от 7,8 до 34,2 м. В разрезе горизонта выделено от 6 до 18 пластов
продуктивных песчаников. Абсолютная средняя пористость песча­
ников составляет 8 , 3 % .
В третьем продуктивном горизонте отмечается увеличение эффек­
тивной мощности песчаных коллекторов в юго-восточном направле­
нии. В среднем она составляет 29 м. Количество продуктивных
пластов песчаников колеблется от 6 до 17. Абсолютная средняя
пористость равна 1 1 % . Содержание карбонатного цемента ( 7 % )
в породах третьего продуктивного горизонта значительно ниже,
чем в вышележащих горизонтах. Водонасыщенность песчаных кол­
лекторов продуктивных горизонтов не превышает 2 1 % . По данным
нейтронного гамма-каротажа пористость пород продуктивных гори­
зонтов колеблется от 4,6 до 1 1 , 7 % .
Проницаемость
пород
второго
и третьего
продуктивных
горизонтов незначительна. Наличие трещин в породах отра­
жается на проницаемости и получаемых дебитах газа и конденсата.
3
3
298
Газоконденсатная залежь характеризуется аномально высоким
пластовым давлением, которое выше гидростатического. Избыточное
давление составляет примерно 300 am.
Прикарпатские залежи нефти по Э. Б . Чекалюку (1963) отли­
чаются многоэтажностью продуктивных интервалов, значительной
неоднородностью и низкими коллекторскими свойствами пород,
высокими начальными пластовыми давлениями, отсутствием конту­
ров вод и начальной газовой шапки, значительным количеством
растворенного газа и небольшой разницей между давлением насы­
щения нефти газом и пластовым давлением. Основной источник
пластовой энергии — растворенный в нефти г а з .
Трещинные коллекторы нефтяных месторождений Карпат из­
учали исследователи В . Ф . Линецкий, В . Г. Постникова, Р . С. K o пыстянский, В . М. Бортницкая и др. Р . С. Копыстянский (1960)
выделяет два генетических типа трещин: нетектонические и тектони­
ческие. Образование нетектонических трещин он связывает с про­
цессами диагенеза осадка. Для этих трещин характерно перпенди­
кулярное (песчаники и алевролиты) и параллельное (глины) рас­
положение относительно плоскости напластования породы. По­
ристость диагенетических трещин достигает 3 — 4 % . Диагенетические трещины на глубине закрытые, при воздействии тектонических
напряжений могут служить путями миграции, а в случае глинистых
пород путями для аккумуляции нефти. Пластовые тектоническиетрещины представлены микротрещинами, трещинами кливажа, пла­
стовыми сколами. Пористость подобных пород не превышает 1%„
ПОРОДЫ КОЛЛЕКТОРЫ
НЕФТИ
И
ГАЗА
ЭПИГЕРЦИНСКОЙ
ПЛА ТФОРМЫ ЮГА СССР
И ЮЖНО-КАСПИЙСКОГО
НЕФТЕГАЗОНОСНОГО
БАССЕЙНА
Одной из ведущих газоносных областей является эпигерцинская
платформа юга СССР, включающая значительную часть Средней
Азии, Северный Кавказ и Предкавказье, а также Степной Крым
и Северо-Западное Приазовье.
Западная часть рассматриваемой территории (Степной Крым,
Северо-Западное Приазовье, Северный Кавказ и Предкавказье)
расположена в пределах южного обрамления древней Русской плат­
формы. G севера она ограничена линией выходов кристаллических
пород Азово-Подольского массива Украинского щита; далее на
юго-восток она граничит с сопредельными участками юго-восточного
продолжения Донбасса, Ергеней и Нижнего Поволжья; на юге —
с горными сооружениями Крыма и Кавказа и на востоке — с запад­
ным побережьем Каспийского моря.
Н а юге Европейской части СССР в пределах Предкавказья,
Калмыцко-Сальских степей и Степного Крыма протягивается эпигер­
цинская Скифская платформа (Скифская плита), являющаяся сильно
суженным продолжением в западном направлении эпигерцинской
платформы Средней Азии (Туранской плиты).
В строении Скифской плиты выделяют две тектонические области
(Северная Донецко-Каспийская и Предкавказская), отличные по
истории геологического развития, возрасту складчатого фундамента
и структуре осадочного чехла (Успенская, 1964).
Северная Донецко-Каспийская тектоническая область образует
субширотную полосу, протягивающуюся на расстоянии почти 700 км
от восточной границы Днепровско-Донецкой впадины до Каспийского
моря, обрамляя с юга Р у с с к у ю платформу. В ее пределах выделяют
складчатое сооружение Донбасса — выступ поверхности складча­
того палеозойского фундамента платформы и Кряж Карпинского —
крупную, линейно вытянутую платформенную структуру сложного
строения, представляющую собой погребенное продолжение склад­
чатого Донбасса.
300
Предкавказская тектоническая область характеризуется более
резко выраженной структурной расчлененностью складчатого фун­
дамента и осадочного чехла платформы. Границей Предкавказской
и Донецко-Каспийской тектонических областей является Манычская
шовная зона, выраженная в кристаллическом основании зоной г л у ­
бинных разломов.
Туранская плита (Бакиров, 1963) граничит на западе с Каспий­
ским морем, на востоке — с горными сооружениями юго-востока
Средней Азии, на юге — с системой горных сооружений КопетД а г а , на северо-востоке — со складчатыми сооружениями Цен­
трального Казахстана, на северо-западе — с зоной Южно-Эмбенских
поднятий Западного Казахстана и на севере — с Тургайским про­
гибом, который соединяет Туранскую плиту с обширной ЗападноСибирской плитой.
В основании эпигерцинской платформы юга СССР залегает сильно
дислоцированный герцинский складчатый фундамент, который в за­
падной части территории представлен в основном породами палеозоя
преимущественно каменноугольного возраста, а в восточной части
территории — разновозрастными
метаморфизованными
породами
также преимущественно палеозойского возраста, которые местами
прорваны вулканогенными образованиями.
Фундамент Туранской плиты (Каракумской платформы) разно­
возрастный (от каледонского до позднегерцинского). Он характери­
зуется сложным внутренним строением. В составе фундамента
выделяют два основных структурных этажа — палеозойский (допермский) и пермо-триасовый. Допермские породы представлены креп­
кими песчаниками, доломитами, аргиллитами, сланцами, кварце­
выми порфирами и др. Пермо-триасовые породы представлены сильно
дислоцированными и метаморфизованными песчаниками, аргиллитоподобными глинами, сцементированными конгломератами и др.
С резким угловым и стратиграфическим несогласием на различ­
ных по возрасту породах пермо-триаса и допермского палеозоя
залегают отложения юры или более молодые образования (Дикенштейн и др., 1963). Многие геологи указывают на унаследованный
характер основных структурных
элементов осадочного
чехла
платформы.
Характерной особенностью складчатого фундамента эпигерцин­
ской платформы юга СССР является значительная амплитуда его
рельефа, достигающая 1000 м и более. К крупным положительным
структурным элементам фундамента относятся сводовые поднятия
(Ставропольское, Озек-Суатское, Ейско-Березанское, Каракумское,
Карабогазское, Нижне-Сырдарьинское и др.), валы (кряж Кар­
пинского); линейно вытянутые зоны поднятий ( Б у х а р с к а я , Ч а р джоу-Дарганатинская,
Центрально-Устюртская,
ЦентральноАральская) и выступы (Новоселовский, Ростовский, Приазовский
и др.). Между крупными положительными элементами расположены
области глубокого залегания поверхности фундамента: Причер­
номорская, Азово-Кубанская, Терско-Кумская, Сырдарьинская,
301
Амударьинская, Мургабская,
Ассаксауданско-Южно-Мангышлакс к а я , Северо-Устюртская; прогибы Кумо-Манычский, Предгиссарский, Приташкентский, Арысский, Зеравшанский, Каракульский,
Ташаузский,
Верхнеузбойский,
Южно-Карабогазский,
БарсаКельмесский, Южно-Бузачинский и др. областях впадин и про­
гибов мощности осадочных образований платформенного покрова
увеличиваются и разрез становится более полным по сравнению
с прилегающими к ним областями сводовых и линейно вытяну­
тых поднятий.
Платформенный покров эпигерцинской платформы юга СССР
сложен отложениями триасовой, юрской, меловой, палеогеновой,
неогеновой и четвертичной систем. В пределах рассматриваемой
территории на породах складчатого фундамента залегают различные
по возрасту осадочные толщи, начиная с триасовых и кончая тре­
тичными.
Отложения триасовой системы (глины с прослоями мергелей)
встречены в пределах нижнего течения р. Дона.
В пределах большей части Туранской плиты триас сложен пестроцветными песчано-глинистыми породами с прослоями конгломератов.
В зоне Мангышлакской мегантиклинали метаморфизованные и дис­
лоцированные отложения триаса имеют мощность свыше 2000 м.
Отложения юрской системы наиболее развиты в восточной части
Скифской платформы и в Астраханском Поволжье, где довольно
широко представлена средняя юра (байос и бат) и в меньшей степени
верхняя юра. На указанной территории отложения байосского
яруса представлены в нижней части песчаниками с прослоями глин
(20—50 м) и в верхней — глинами (60—150 м). Батский ярус сложен
глинами, переслаивающимися с песчаниками.
В нижней части келловейского яруса верхней юры залегает
песчано-алевритовая пачка (20—30 м) и в верхней части — гли­
нистая пачка (60—70 м ) . Отложения оксфордского яруса верхней
юры, представленные переслаиванием песчаников, алевролитов и из­
вестняков, слагают X I I I продуктивный пласт Озек-Суатской группы
поднятий Прикумского нефтегазоносного района.
На территории Туранской плиты нижне- и среднеюрские отло­
жения состоят в основном из чередования глин, алевролитов и песча­
ников. В наиболее приподнятых частях крупных сводовых поднятий
и в ряде районов, прилегающих к ним, наблюдается выпадение
указанных отложений из разреза.
В фациальном отношении нижняя юра представлена главным
образом континентальными образованиями озерно-болотного про­
исхождения, а средняя юра — лагунными и частично морскими
отложениями.
Верхнеюрские
отложения
(оксфорд — келловей)
восточных,
юго-восточных и южных областей Туранской плиты выдержаны
в основном карбонатными породами. В западных областях плиты
в составе оксфорд-келловейского яруса наряду с карбонатными
широко развиты терригенные отложения. Верхняя часть верхней
302
юры (кимеридж — титон) в восточных и юго-восточных областях
Туранской плиты сложена в основном гидрохимическими осадками
(гипсы, ангидриты и соль) гаурдакской свиты, перекрытыми толщей
глин и песчаников карабильской свиты (титон). В западных областях
ллиты кимеридж-титонские отложения в основном представлены
чередованием терригенных и карбонатных пород.
На Скифской платформе в нижнем мелу весьма небольшое раз­
витие имеют отложения валанжина и несколько больше — готерива — баррема (Восточное Предкавказье, Нижнее Поволжье).
Баррем представлен песчано-глинистыми отложениями на севере
(Астрахань) и песчано-известковыми на юге (Озек-Суат, Артезиан).
В Озек-Суате барремский ярус сложен известняками и песчаниками
разновозрастными.
Широко развиты на Скифской платформе отложения апта — альба
нижнего мела и сеномана, турона и сенона верхнего мела. Песчаноалевритовые отложения апта развиты на юге Украины, в Крыму,
Предкавказье (в меньшей степени в западной части), Е р г е н я х
и в Астраханском Поволжье. Отложения альба развиты повсеместно.
Нижняя пачка, слагающая альбский ярус, состоит в основном из
песчаников различной крупности, верхняя пачка глинистая. Песча­
ники отсутствуют в ряде пунктов центральной части Ставрополь­
ского свода, где на складчатом основании залегают глины альба.
Нижняя часть верхнего мела (сеноман, турон, коньяк) развита
в западной половине эпигерцинской платформы, к западу от Каспий­
ского моря неповсеместно, что, по-видимому, связано с трансгрес­
сивным залеганием пород сантонского яруса и срезанием части
нижележащих толщ верхнего мела.
Нижняя часть сеноманского яруса представлена песчаниками
мелкозернистыми (юг Украины, северная часть Западного Пред­
кавказья), иногда известняками (южная часть Западного Пред­
кавказья) и верхняя — глинами, реже мергелями (Степной Крым,
Западное Предкавказье и д р . ) .
В Причерноморье и на Сало-Ергенйнской возвышенности туронский ярус сложен в основном известняками. Отложения сантонского
яруса почти повсеместно представлены известняками, реже песча­
никами. Отложения верхнего сенона в основном выражены изве­
стняками и широко развиты на территории Степного Крыма, где
их мощность свыше 700 м. В северной части Ставрополья, Восточном
Предкавказье и Нижнем Поволжье кампанские отложения пред­
ставлены мергелями и глинами карбонатными (свыше 7 0 — 1 0 0 м).
Отложения, слагающие маастрихтский ярус, широко развиты на
рассматриваемой территории. Они представлены двумя пачками:
нижней, обычно известковистой, и верхней, глинисто-мергелистой.
Иногда в разрезе пачки встречаются алевролиты.
В пределах Туранской плиты неокомские, аптские, альбские
и сеноманские отложения в основном выражены чередованием глин,
алевролитов и песчаников с подчиненными прослоями мергелей
и ракушников. Отложения туронского, сенонского и датского ярусов
303
верхнего мела в восточных областях Туранской плиты представлены
главным образом песчано-алевритовыми породами и глинами, в мень­
шей степени карбонатными породами. В западных областях плиты
разрез характеризуется чередованием терригенных пород с кар­
бонатными.
Третичные отложения, широко представленные на эпигерцинской
платформе, отличаются значительным литофациальным различием.
Т а к , нижнепалеоценовые отложения Степного Крыма (эльбурганский горизонт) представлены известняками и мергелями (мощность
200 м), тогда как в Западном и Центральном Прикавказье они сла­
гаются мощной.в основном песчанистой толщей (до 400 м).
Верхний палеоцен в Крыму характеризуется развитием мергелей
(до 190 м), в Присивашье — известняков и мергелей (до 85 м), в по­
лосе, окружающей Ставропольский свод и Ергени с востока, — ар­
гиллитов и на Ставропольском своде и платформенной части За­
падного Предкавказья — развитием песчаников
мелкозернистых
и алевролитов (от 150 до 350 м).
Эоценовые отложения широко развиты. Нижне- и среднеэоценовые отложения представлены в основном глинами и мергелями
с прослоями песчаников и известняков. Верхнеэоценовые отложения
в нижней части представлены в терригенной и карбонатной фациях.
Терригенные породы развиты на юге Украины, на большей части
территории Западного и Центрального Предкавказья. Карбонатная
фация (известняки, мергели) распространена на большей части Степ­
ного Крыма и Восточного Предкавказья. Залегающие выше гли­
нистая толща и песчаная пачка над ней повсеместно развиты; венча­
ющая верхнеэоценовые отложения глинистая толща развита на юге
У к р а и н ы , Крыму и Западном Предкавказье.
Майкопские отложения, относящиеся к олигоцен-нижнемиоценовому времени, повсеместно выражены однообразной толщей глин
большой мощности, особенно во впадинах (Азово-Кубанская, ТерскоК у м с к а я ) . В нижней (хадумский горизонт) и верхней части глин
в Ставрополье прослеживаются зоны развития песчано-алевритовых
отложений.
Неогеновые отложения представлены терригенными и карбонат­
ными образованиями, широко развитыми на территории эпигерцин­
ской платформы.
Вдоль южной границы Русской платформы выделяют Причерноморско-Кубанский
нефтегазоносный
бассейн
(Причерноморская
нефтегазоносная область, Азово-Кубанская нефтегазоносная об­
ласть) и Средне-Каспийский нефтегазоносный бассейн (Терско-Кумс к а я впадина, часть акватории Каспийского моря и крайняя запад­
ная часть Среднеазиатской платформы).
Предкавказье охватывает северный склон Кавказского складча­
того сооружения и прилегающую южную окраину Русской плат­
формы.
Согласно классификации А. А. Бакирова (1959), территория Пред­
к а в к а з ь я в целом представляет собой единую нефтегазоносную про304
винцию, в пределах которой выделяется ряд нефтегазоносных обла­
стей, приуроченных к геоструктурным элементам I порядка:
1. Азово-Кубанская
нефтегазоносная
область,
приуроченная
к одноименной Азово-Кубанской впадине.
2. Ставропольская нефтегазоносная область, связанная со Став­
ропольским сводовым поднятием.
3. Терско-Кумская
нефтегазоносная
область,
приуроченная
к одноименному структурному элементу — Терско-Кумской
впа­
дине.
Ряд исследователей выделяет Средне-Каспийский нефтегазонос
ный бассейн, относя к нему Ставропольское сводовое поднятие,
Терско-Кумскую впадину и районы, прилегающие к Мангышлаку.
В настоящее время на территории Северного К а в к а з а известно
более 120 месторождений нефти и г а з а . Углеводородные скопления
образуют как бы единый ряд последовательного изменения форм
совместного нахождения нефти и г а з а , а также и их количественных
соотношений (Ермаков, 1965).
Характерной чертой строения полосы передовой складчатости
северного склона Кавказа является линейное и зональное располо­
жение отдельных складок, чаще всего сгруппированных в систему
вытянутых в общекавказском направлении параллельных антикли­
нальных и синклинальных зон. К складчатым зонам приурочены
группы месторождений нефти и г а з а .
В Восточном Предкавказье передовая складчатость выражена
Восточно- и Западно-Дагестанскими антиклинальными
зонами
и Терским и Сунженским антиклинориями.
В Западном Предкавказье к передовым складкам относятся
Абинско-Калужская, Крымско-Варениковская,
Южно-Таманская,
Северо-Таманская, Анастасиевско-Троицкая и другие антикли­
нальные зоны.
Платформенный склон современного передового прогиба К а в ­
казского сооружения представляет собой область молодой эпигерцинской платформы (Скифской, по Муратову, 1955).
Предкавказская область составляет южную, в целом относи­
тельно опущенную часть эпигерцинской платформы и включает
в себя Восточно-Азовское поднятие, Ставропольский свод, Прикумское поднятие и разграничивающие их впадины.
2 0 Заказ 2 2 1 1 .
Глава
XII
ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА ПРИЧЕРНОМОРСКОКУБАНСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА|
В состав Причерноморско-Кубанского нефтегазоносного бассейна
входят Причерноморская и Азово-Кубанская нефтегазоносные об­
ласти. На востоке граница бассейна проводится по наиболее при­
поднятой части Ставропольского
свода, на северо-востоке —
по южному склону кряжа Карпинского и далее на запад — по юж­
ному склону Южно-Украинского кристаллического массива.
Причерноморская нефтегазоносная
область
В восточной части Причерноморской впадины ее северный борт
залегает на южном склоне Южно-Украинского массива (СевероЗападное Приазовье и Северное Присивашье), а южный борт впа­
дины, постепенно воздымаясь от района Присивашья на юг,
приобретает сложный рельеф (Новоселовский, Симферопольский
и Ново-Царицинский выступы, Алминский и Индольский прогибы)
и граничит с горными сооружениями Крыма. На востоке Причерномор­
ская впадина уходит под акваторию Азовского моря, сливаясь
с Азово-Кубанской впадиной.
Районы Степного Крыма являются продолжением в западном
направлении Азово-Кубанской впадины через акваторию Азовского
моря (Дикенштейн, 1958). Здесь открыт ряд месторождений нефти
и газа в зоне Тарханкутского полуострова.
На Глебовской, Задорненской, Карловской и Оленевской пло­
щадях в отложениях палеоцена установлены промышленные залежи
г а з а . На Глебовской площади газоносными являются породы ниж­
него мела. На Джанкойской площади залежи газа приурочены к май­
копским слоям. На Карловском поднятии газопроявления зафикси­
рованы и в толще верхнего эоцена. На Октябрьском поднятии
в подошве нижнего мела установлена промышленная залежь
газоконденсата с легкой нефтью.
В разрезе осадочной толщи Тарханкутского полуострова изве­
стны коллекторы трех типов: пористые (песчаники и алевролиты),
306
трещинные и карстово-кавернозные. Пористые коллекторы развиты
в основном в нижнемеловых, частично в верхнемеловых отложениях
и в палеогене. Карстово-кавернозные коллекторы встречены в толще
верхнемеловых карбонатных отложений и предположительно в па­
леоцене, а трещиноватые — во всей осадочной толще, включая
палеозойский кристаллический фундамент. Они сопутствуют пори­
стым и карстово-кавернозным коллекторам. Трещинные породыколлекторы некоторых месторождений этой зоны были изучены
В . М. Бортницкой и Н. И. Черняк (1962). Трещинная проница­
емость, определенная по аншлифам и шлифам, изменяется от 2 до
110 мд, обычно составляя 10—20 мд.
Продуктивными породами эоцена- на Карловской площади я в ­
ляются мергели, для которых характерна трещиноватость. Продук­
тивные породы палеоцена Глебовской площади представлены тре­
щиноватыми мергелями и глинистыми известняками. Емкость трещин
составляет 0 , 4 — 0 , 6 % , проницаемость 80—100 мд.
Изучая стилолиты в карбонатных породах разрезов мела и па­
леогена Тарханкутского полуострова Л . Г. Плахотный приходит
к выводу, что распространение разнообразных стилолитов харак­
терно для карбонатных пород средней крепости и крепких. Стило­
литы обычно развиты в известняках, глинистость которых не пре­
вышает 1 5 — 2 0 % . Максимально распространены стилолиты в слабо­
глинистых ( 3 — 8 % ) известняках. Стилолиты в ряде случаев служат
каналами для фильтрации пластовых флюидов. В отложениях мела
и палеогена рассматриваемого района Крыма они играют положи­
тельную роль, повышая притоки нефти в процессе эксплуата­
ции скважин.
В разрезе с к в . 4 Краснополянской площади из интервала глубин
1141—1182 м были отобраны и изучены образцы известняковых
пород пористостью от 6,9 до 2 1 , 7 % (средняя 1 4 % ) и проницаемостью
до 0,88 мд. В разрезе с к в . 7 Октябрьской площади из интервала
глубин 2580—3016 м были отобраны и изучены образцы песчаников
и алевролитов, пористость которых оказалась равной 1 , 3 — 1 3 , 0 %
(средняя 5 , 0 % ) и проницаемость до 0,83 мд.
Наличие тонких сечений пор и плотный состав пород обусловили
их низкую проницаемость и высокое остаточное водосодержание
( 6 6 — 9 6 % ) . В разрезе этой же площади в с к в . 6 с глубины 2 9 4 5 —
2951 м был поднят песчаник известковистый, который оказался
достаточно пористым ( 1 5 % ) и проницаемым (26 мд).
Изучение продуктивных на газ пород майкопских слоев в раз­
резе Джанской площади в интервале глубин 550—724 м (обнаружены
четыре газовых горизонта), проведенное лабораторией В Н И И г а з а ,
показывает, что они сложены глинами алевритовыми, содержа­
щими присыпки и прослои алевритов, алевролитов глинистых.
Количество пелитовых частиц в породах колеблется от 30 до 8 0 % .
Плотность пород изменяется от 1,71 (алевриты, алевролиты) до
1,98 г/см (глины в разной степени алевритовые и содержащие про­
слои алевритов и алевролитов). Пористость открытая колеблется
3
20*
307
от 2 6 , 7 (глинистые породы) до 3 6 , 0 % (алевритовые породы). Про­
ницаемость колеблется от долей миллидарси (глинистые породы)
до 100—500 мд (алевритовые породы), преобладает проницаемость
3 0 — 4 0 мд. В Северо-Западном Приазовье полоса газопроявлений
располагается вдоль западного побережья Азовского моря, от г. Бер­
д я н с к а на северо-востоке до г. Геническа на юго-западе, продолжаясь
к Сивашу. Метановые газопроявления в Северо-Западном Приазовье
в основном приурочены к сарматским и киммерийским отложениям,
которые были вскрыты рядом скважин.
Д л я сарматских песчаных коллекторов газа из-за их локального
распределения среди черных глин характерна невысокая проница­
емость, от долей миллидарси до нескольких десятков миллидарси.
Изучение газоносных пород, проведенное А. А. Ханиным (1950),
показало, что скопления газа в черных сарматских глинах при­
урочены к участкам повышенного содержания в породе песчаных
прослойков и микролинз. Основная газовая залежь в сарматских
отложениях расположена в зоне Тубальского залива и характери­
зуется различными дебитами газа вследствие изменения литологии
резервуара.
Мелкие скопления газа в киммерийских породах обусловлены
локальными изменениями пористости и проницаемости коллекторов,
а также линзообразными скоплениями пористого кластического
материала в основании серовато-зеленоватых глин и базального
железистого песчаника. Кроме того, они приурочены к трещиноватым
участкам среди базальных железистых песчаников, характеризу­
ющихся повышенной проницаемостью.
В районе Ростова обнаружено небольшое газовое месторождение
Синявенское. Газ приурочен к алевритовым и алевролитовым поро­
дам эоцена; пористость пород колеблется от 20 до 3 0 % и проница­
емость от долей миллидарси до 2 0 0 — 2 5 0 мд.
Азово-Кубанская нефтегазоносная область
(Западное Предкавказье)
Южный борт Западно-Кубанского передового прогиба характе­
ризуется сложным строением палеоцен-эоценового комплекса, кото­
рый трансгрессивно перекрывается моноклинально залегающими
отложениями от Майкопа до плиоцена включительно.
Залежи нефти и попутного г а з а обнаружены почти по всему
разрезу палеогена. Палеогеновые отложения, содержащие залежи
нефти, слагают складчатую полосу южного борта Западно-Кубан­
ского прогиба. Они перекрываются с резким несогласием толщей
олигоценовых и миоценовых пород, моноклинально падающих на
север и составляющих верхний структурный этаж многих нефтяных
месторождений Краснодарского края (Ахтырско-Бугундырского,
Зыбза-Глубокий Я р и др.). Отложения среднего и нижнего палеогена
Ильско-Холмского района содержат несколько промышленно нефте­
носных горизонтов. Д л я площади Зыбза-Глубокий Я р таких гори308
зонтов установлено девять, для Холмской площади — восемь, для
Ахтырско-Бугундырской площади — семь.
В мощной преимущественно флишевой толще осадков среднего
и нижнего палеогена нефтеносны прослои алевролитов среди глин.
Рассматриваемые породы слагают нижнее крыло опрокинутой
складки, сводовая часть и верхнее крыло которой на АхтырскоБугундырском месторождении полностью размыты.
Одной из особенностей геологического строения пород-коллек­
торов среднего и нижнего палеогена рассматриваемой площади
является частое чередование в разрезе прослоев плотных глин и в раз­
личной степени сцементированных алевролитов. Мощность боль­
шинства прослоев алевролитов колеблется в пределах 1 0 — 1 5 см
и меньше; проницаемость их от долей миллидарси до 150 мд. Наилуч­
шие коллекторские свойства пород отмечаются в средней части
нефтеносных пластов I V , V , V I и V I I .
Изучение пород в шлифах под микроскопом показывает, что
обломочная часть представлена в основном кварцем. Микрослоистая
текстура связана с чередованием сильно глинистого алевролита
с менее глинистым. Цемент породы глинистый, типа пленочного
Наиболее детально породы I V горизонта были изучены в разрезе
с к в . 400. Рассмотрение разреза I V горизонта в с к в . 400 показывает,
что наблюдается чередование плотных разностей алевролитов (плот­
ность до 2,34 г/см )
со слабоуплотненными (плотность меньше
1,80 г/см ). Плотным разностям алевролитовых пород соответствуют
малые значения пористости (меньше 1 5 % ) и проницаемости (меньше
5 мд). Слабоуплотненным породам соответствуют более высокие
значения
открытой
пористости
(до
37%)
и
проницаемости
(до 772 мд).
Наилучшими емкостными и фильтрационными показателями
характеризуется средняя часть IV горизонта разреза с к в . 4 0 0 . Д л я
этой части разреза наиболее характерны проницаемость 2 0 0 — 3 0 0 мд
и пористость открытая около 3 0 % . Верхняя часть разреза сложена
плотными, слабопроницаемыми породами (меньше 10 мд, иногда
до 50 мд). Нижняя часть разреза I V горизонта, вскрытого с к в . 4 0 0 ,
в большинстве своем представлена достаточно плотными алевролитовыми породами проницаемостью меньше 10 мд и иногда до 50 мд
и пористостью меньше 30 % .
Обычно пикам на кривой KC и депрессиям на кривой ПС соответ­
ствуют наибольшие значения проницаемости и пористости. Это дает
возможность более полно интерпретировать данные электрокаро­
тажных замеров и выделять наиболее пористые слои и пачки. В е р х ­
н я я , средняя и нижняя части разреза I V горизонта соответственно
названы пачками «а», «б», «в».
Изучение цементирующих веществ (Малышек, Обухов, 1960)
в породах-коллекторах палеоцена и эоцена позволило разбить их
на три основные мономинеральные разности: глинистую, кальцитовую и опаловую (глинистый цемент назван
мономинеральным
условно).
3
3
309
Опаловые цементы приурочены главным образом к породам
палеоцена (Зыбза-Глубокий Я р , Ахтырско-Холмское, Азово-Смоленское месторождения и д р . ) , кальцитовый — к породам эльбургана и эоцена (кумский горизонт Ново-Дмитриевского и других
месторождений). Глинистый цемент преимущественно развит в май­
копских слоях. Различные сочетания мономинеральных разновидно­
стей встречаются в отдельных горизонтах палеогена, в свите горячего
ключа, в майкопских слоях отсутствует кальцит.
Залежь нефти в кумском горизонте Ново-Дмитриевского место­
рождения приурочена к брахиантиклинальной складке, рассеченной
серией поперечных нарушений.
Разрез кумского горизонта представлен частым чередованием
пропластков глин и алевролитов (последних выделено 80). Алевролитовые пропластки постепенно выклиниваются с запада на восток
и залежь на востоке ограничивается литологическим экраном. Для
пород кумского горизонта характерно постепенное снижение про­
ницаемости пласта от свода складки к крыльям в пределах нефте­
носности от 4 до 15 мд.
С майкопской серией от р. Чекох до р. Убин связаны залежи
нефти на месторождениях Х а п р ы , Павлова Гора, Центральное Поле,
Соколова Гора, Нефтегорск, Нефтянское, Восковая Гора, Тицино,
Хадыженское, Хадыженская Площадка, Кабардинское, Асфаль­
товая Гора, Широкая Б а л к а , Курацеце, Камышанова Б а л к а , К у ­
таисское, Апчас, Абузы, Ключевое, Дыш, Калужское, Ново-Дмитриевское
и
Восточно-Северское.
Нефтеносность
обнаружена
на площадях Азовская, Глубокий Я р и Ахтырско-Бугундырская.
Газ из майкопских пород получают на Тульской площади.
Долгое время основная добыча нефти была связана с песчаными
горизонтами майкопских отложений Хадыженского района. Общим
для всех залежей этого района является приуроченность их к голов­
ным частям пластов, выклинивающихся вверх по восстанию песчаноалевритовых пород среднего и нижнего М а й к о п а .
В плане линии нулевых мощностей песчано-алевритовых пород
имеют форму заливов, а залежи нефти на месторождениях Хады­
женское, Широкая Б а л к а , Ключевое и др., приуроченные к май­
копским отложениям, получили название заливообразных (Губкин,
1940; Хельквист, 1946).
Строение крайних западных нефтяных месторождений хадыженской группы (Ключевое и Дыш) осложнено антиклинальным высту­
пом. Породами-коллекторами являются песчано-алевритовые породы.
Проницаемость пластов I и I I горизонта М а й к о п а месторождений
Ключевое и Дыш составляет 100—200 мд.
В центральной части Западно-Кубанского передового прогиба
в М а й к о п е наблюдается широкое развитие песчаных горизонтов,
их суммарная мощность увеличивается от 220 (Ключевое) до 950 м
(скв. 5 Бакинская). Наиболее развит I горизонт, ширина которого
предположительно составляет около 35 км. На его долю приходится
почти половина суммарного объема песчаных образований всех
310
горизонтов. В южном и северном направлении от центральной части
прогиба мощность песчаных горизонтов резко сокращается, и они
выклиниваются. К западу от Хадыженского района располагаются
нефтегазоносные площади К а л у ж с к а я , Ново-Дмитриевская и др.
С палеогеновыми и неогеновыми отложениями южного борта
Западно-Кубанского прогиба связаны в основном нефтяные место­
рождения. Месторождение Зыбза известно залежами тяжелой нефти,
приуроченными к миоценовым отложениям (чокрак,
караган
и сармат).
Коллекторы представлены алевролитами, песчаниками, доломи­
тами, мергелями, доломитизированными мергелями и брекчией.
Породы-коллекторы
характеризуются
преимущественно
линзовидным строением и расчленяются прослоями глин и плотных
пород.
Кроме обычных гранулярных пор коллекторы содержат трещины
и каверны, способствующие высокой продуктивности скважин.
Проницаемость образцов керна составляет от 12 до 150 мд и пори­
стость — от 17 до 2 2 % .
Анастасиевско-Троицкое месторождение приурочено к погребен­
ной Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоне и является
наиболее крупным по запасам нефти и газа в Краснодарском крае.
Мэотические и понтические отложения содержат восемь про­
дуктивных горизонтов, представленных чередованием песчано-алев­
ритовых пород с глинами. Породы-коллекторы характеризуются
пористостью 2 5 — 3 0 % и проницаемостью 100—1000 мд.
К северу от Анастасиевско-Троицкого газонефтяного место­
рождения выявлены три небольших газовых месторождения — Славяновское, Фрунзенское, Гривенское — и к западу — небольшое
Западно-Анастасиевское газонефтяное месторождение. Все про­
дуктивные залежи этих месторождений приурочены к мэотическим
и понтическим отложениям. Западнее, в той же тектонической зоне,
разведывается Курганское газонефтяное месторождение с продуктив­
ными горизонтами в мэотисе, карагане и чокраке.
За последнее время на северном склоне Северо-Западного К а в ­
каза открыты промышленные залежи нефти и газа в верхней и сред­
ней юре на Баракаевском месторождении, в нижнем мелу в Х а д ы женском и Ширванском районах.
Наличие хороших гранулярных и трещинных коллекторов в оса­
дочных толщах мезозоя северного и южного склонов Большого
Кавказа указывает на большие возможности поисков в них залежей
нефти и газа в благоприятных тектонических зонах.
В зоне сочленения Ейско-Березанского валообразного поднятия
и Адыгейского выступа открыт новый газоносный район. На Некра­
совской складке в нижнемеловых отложениях на глубине 3 3 4 0 —
3360 м открыто газовое месторождение. Вблизи этого месторождения
примерно на тех же глубинах выявлено Усть-Лабинское газовое
месторождение. Открыто также Армавирское газоконденсатное место­
рождение с глубиной залегания продуктивных горизонтов 2300 м.
311
Майкопское газоконденсатное многопластовое месторождение рас­
положено к северу от г. Майкопа. Промышленная газоносность
месторождения связана с альб-аптскими отложениями нижнего
мела, где выделяются шесть продуктивных горизонтов: I , l a , I I ,
П а и I I I (две залежи). Продуктивные горизонты представлены разнозернистыми песчаниками и алевролитами с прослоями песков, пере­
слаивающихся с глинами и известняками.
Проницаемость пород-коллекторов продуктивных горизонтов
колеблется от низких значений до 3000 мд. Средневзвешенная вели­
чина проницаемости для пород I горизонта равна 30 мд, I I гори­
зонта — 60
и
I I I горизонта — 102 мд. Проницаемость пород
законтурной зоны в 2 раза меньше, чем в продуктивной части.
Промышленные залежи газоконденсата в Ейско-Березанском
районе повсеместно связаны с гранулярными коллекторами нижнесреднеальбского возраста нижнего мела (Сердюковская, Березанская площадь). На отдельных площадях доказана также продуктив­
ность песчано-алевритовых отложений неоком-аптского возраста
(Ленинградская, Старо-Минская, Кущевская и др.). Промышлен­
ные скопления газа пластового сводового типа обнаружены в песча­
никах среднего эоцена на Каневской площади. Наиболее широко
развиты залежи пластовые сводовые. Пластовые, литологически
экранированные залежи установлены на Каневском и Крыловском
поднятиях.
На Каневской и Челбасской площадях газонасыщенными я в ­
ляются также породы-коллекторы складчатого основания, что свя­
зано
с несогласно
залегающими
на
них
газонасыщенными
альбскими отложениями.
Д л я Ейско-Березанского района характерно развитие однопластовых месторождений, за исключением Каневского месторожде­
ния, в котором известна также газовая залежь в верхнем эоцене.
На Каневском месторождении нефть в виде оторочки окаймляет
газовую залежь в нижнемеловых породах на восточной периклинали.
Продуктивные горизонты группы газоконденсатных месторождений
приурочены к неоком-альбским породам нижнего мела. Рассмотрение
значительной части этих месторождений (Березанского, Сердюковского, Челбасского и Каневского, Староминского, Ленинградского,
Кущевского и Майкопского) показывает, что породы-коллекторы
представлены песчаниками полевошпатово-кварцевыми от мелкодо крупнозернистых. По своему генетическому типу продуктивные
пачки пород приведенных выше месторождений относятся к суб­
континентальным, озерно-лиманным и морским прибрежным. Про­
дуктивные литологические пачки (снизу вверх: переслаивание песча­
ников, алевролитов и глин; песчаниковая и алевролитовая) выдер­
жаны не на всех месторождениях. Т а к , в сводовых частях Каневском
и Челбасском поднятий наблюдается выклинивание нижних д в у х
продуктивных пачек.
В нижней части продуктивного горизонта породы-коллекторы
представлены в основном песчаниками среднезернистыми, сложен312
ными, плохо сортированными и окатанными минеральными зернами,
преимущественно полевошпатово-кварцевого состава ( 2 5 — 1 5 % по­
левых шпатов, 75—85% кварца). Цемент породы гипсовый, анги­
дритовый, неравномерно-поровый, встречается
регенерационный
кварцевый и кальцитовый цемент. Коллекторские свойства песча­
никовых пород высокие. Т а к , проницаемость колеблется от сотен
миллидарси до 9 тыс. мд, что объясняется наличием крупных доми­
нирующих пор диаметром до 100 мк и выше. Породы, слагающие
нижнюю часть продуктивного разреза, характеризуются наилуч­
шими коллекторскими свойствами.
Преимущественно
развиты
коллекторы I и I I классов. Коэффициент газонасыщенности данных
пород-коллекторов составляет в среднем 0,80.
Встречающиеся разности песчаников с гипсовым цементом обычно
характеризуются повышенным остаточным водосодержанием, не­
смотря на макропористый характер пород и высокие значения про­
ницаемости. К а к правило, большинство алевролитов содержит
значительное количество цементирующих веществ (от 15 до 3 0 %
и больше), что обусловливает сравнительно низкие значения пори­
стости и проницаемости. Коллекторы высоких классов развиты
на месторождениях Ленинградском, Староминском, Березанском
и Сердюковском (Хельквист, Бурлин и д р . , 1960),
Глава
XIII
П О Р О Д Ы - К О Л Л Е К Т О Р Ы Н Е Ф Т И И ГАЗА СРЕДНЕКАСПИЙСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА
Западная часть Средне-Каспийского бассейна охватывает зна­
чительную часть Ставропольского к р а я , Чечено-Ингушской, Даге­
станской и Калмыцкой АССР. Наиболее крупными тектоническими
элементами являются Ставропольское сводовое поднятие (Цент­
ральное Предкавказье) и расположенная к востоку от него ТерскоКумская впадина (Восточное Предкавказье). С запада к Ставрополь­
скому сводовому поднятию примыкает западная часть Азово-Кубан­
ской впадины. Между сводовым поднятием и северным склоном
Большого Кавказа выделяется Восточно-Кубанская впадина.
В западной части Средне-Каспийского бассейна расположен
ряд крупных газовых и нефтяных месторождений (Северо-Ставропольское газовое месторождение, группа нефтяных месторождений,
связанных с Озек-Суатской зоной поднятий и их продолжением).
К северо-западной части бассейна относится южная часть территории
Калмыцкой АССР, в пределах вала Карпинского. Основные перс­
пективы нефтегазоносности связаны с мезозойскими отложениями
восточной части вала Карпинского.
В состав Средне-Азиатской части Средне-Каспийского нефтегазо­
носного бассейна входят Южно-Мангышлакско-Устюртская впадина,
ограниченная с севера Мангышлакским горным сооружением, и Kaра-Богаз-Гольское поднятие. В этом обширном районе известны
два крупных месторождения — Жетыбайское нефтяное и Узеньское
нефтегазовое, приуроченные к
Южно-Мангышлакско-Устюртской
нефтегазоносной области. Промышленная нефтегазоносность в СреднеКаспийском бассейне установлена в отложениях юры, нижнего
и верхнего мела, а также в третичных породах.
Западная часть Средне-Каспийского нефтегазоносного бассейна
В западную часть Средне-Каспийского бассейна входит Цен­
тральное и Восточное Предкавказье.
Территория Центрального Предкавказья большинством иссле­
дователей относится к сводовой части поперечного Ставропольского
поднятия эпигерцинской платформы, в пределах которой фундамент
314
наиболее приподнят и залегает на отметках 1100—1500 м . В сосед­
них Азово-Кубанской и Терско-Кумской впадинах отметки соответ­
ственно составляют —2800 и —3400 м . Вышележащий комплекс
мезозойских и третичных отложений спокойно залегает и образует
верхний платформенный этаж.
В центральных районах Ставрополья расположены две системы
антиклинальных линий. К первой системе почти широтного про­
стирания относятся Расшеватско-Благодарненский и Тахтинско-Рагулинский валы. Ко второй системе субмеридионального направле­
ния относятся Северо-Ставропольско-Кугультинской и Мирненский
валы. Осевые части антиклинальных валов осложнены неболь­
шими локальными поднятиями. В местах пересечения указанных
широтных валов с субмеридиональным Ставропольским валом на­
блюдаются Северо-Ставропольский и Кугультинская структуры,
отличающиеся своими большими размерами и амплитудами подня­
тия. В этом же районе развиты отрицательные тектонические эле­
менты — синклинали, прогибы, разделяющие группы поднятий.
Центральное Предкавказье — крупнейшая газоносная область
на Северном Кавказе. Основным продуктивным горизонтом здесь
является хадумский горизонт, к которому приурочены месторожде­
ния газа Северо-Ставропольско-Пелагиадинское, Расшеватское, Т а х та-Кугультинское, Казинское и др. Наиболее крупным является
Северо-Ставропольско-Пелагиадинское газовое месторождение. Здесь
же выявлена газоносность песчано-алевритовых эоценовых отложе­
ний (зеленой свиты) на Александровском, Надзорненском и СевероСтавропольском поднятиях. Кроме того, выявлена газоносность
миоценовых отложений. Низконапорные залежи газа в чокраке
известны на Северо-Ставропольской, Пелагиадинской, Казинской,
Грачевской и Кугультинской площадях. В последние годы устано­
влена промышленная газоносность верхнемайкопских отложений
на Петровско-Благодарненской и Мирненской площадях. Верхнемай­
копские месторождения являются многопластовыми. Т а к , на Пет­
ровско-Благодарненской площади получены притоки газа из V I ,
I V , I I I , I I и I песчано-алевритовых пачек, характеризующихся раз­
личной мощностью и изолированных друг от друга глинистыми
пластами.
На Мирненской площади газовые залежи обнаружены в V I ,
I I и I песчаных пачках. Пределы распространения и характер раз­
вития песчаных пачек в Майкопе еще мало изучены. Отложения зеле­
ной свиты газоносны на Северо-Ставропольской и Александровской
площадях, где имеются сравнительно небольшие залежи газа. При­
токи газа и нефти на Александровской площади (Центральное Пред­
кавказье) приурочены к двум песчано-алевритовым пачкам зеленой
свиты (верхний продуктивный горизонт) и свиты горячего ключа
(нижний продуктивный горизонт).
В разрезе зеленой свиты эоцена Александровской площади кол­
лекторы представлены в основном алевролитами кварцевыми, пре­
обладает крупнозернистая алевритовая фракция (0,10—0,05 мм).
315
В разрезе свиты горячего ключа палеоцена коллекторы — але­
вролиты и песчаники мелкозернистые кварцевые. Породы относятся
к морским прибрежным. Пористость открытая в среднем 2 5 — 2 6 % ;
проницаемость пород-коллекторов зеленой свиты 450 мд и свиты
горячего ключа 130 мд. В зеленой свите преобладают коллекторы I I
и I I I классов, в свите горячего ключа — коллекторы III и IV клас­
сов. Коэффициент газонасыщенности пород (средние данные) верхней
залежи 0,69 и нижней 0,60.
Все месторождения г а з а , обнаруженные в хадумском горизонте
данного района, приурочены к зоне развития песчано-алевритовых
пород Центрального и частично Северного Ставрополья. Газоносность
в хадумском горизонте связана не только с тектоническим и литоло­
гический факторами, но в значительной степени и с гидрогеологи­
ческими условиями хадумского бассейна (Корценштейн, 1960).
Основным объектом разработки на Северо-Ставропольском ме­
сторождении служит хадумский горизонт, представленный на ме­
сторождении двумя пачками: алевритов и глин. Алевритовая пачка
залегает на глубинах 700—750 м. Мощность ее максимальна в цен­
тральной части Северо-Ставропольской площади и северной части
Пелагиадинской, где они составляют 37—47 м. Пачка чередования
залегает на глубинах 710—850 м. Мощность ее достигает 70 м. Общая
эффективная мощность пород-коллекторов обеих пачек составляет
6 5 — 7 0 м. Площадь залежи газа хадумского горизонта 600 км .
По своему типу залежь близка к массивной. На большей части
площади она имеет подошвенную воду. Контакт газ — вода наклон­
ный. Начальное пластовое давление в залежи составляло 66,5 am.
Дебиты газа (абсолютные) от 800 тыс. до 5 млн. м /сутки и более.
Пористость пород-коллекторов колеблется в пределах 30—41 % .
Эффективная пористость в среднем равна 2 2 % , проницаемость от 50
до 1500 мд, в среднем 700 мд.
В зависимости от содержания пелитовых частиц, снижающих
емкостные и фильтрационные свойства, породы хадумского горизонта Ставрополья разделены А. А. Ханиным (1962) на четыре
группы: алевриты, алевриты глинистые, алевролиты глинистые
и алевролиты сильно глинистые.
Алевриты, содержащие до 5 % пелитовых частиц диаметром
меньше 0,01 мм, имеют пористость 37—41 % и плотность в естественноструктурном состоянии 1,60—1,70 г/см .
Весьма малые величины
плотности указывают на рыхлое и слабо уплотненное состояние
алевритов. Абсолютная газопроницаемость таких алевритов коле­
блется от 800 до 1700 мд. Они могут быть отнесены к I и I I классам кол­
лекторов с высокой и очень высокой проницаемостью.
Алевриты глинистые, содержащие 5 — 1 0 % пелитовых частиц,
имеют пористость 3 5 — 3 7 % , плотность 1,70—1,75 г/см и абсолютную
газопроницаемость 300—800 мд. Они относятся к коллекторам I I
и I I I классов с высокой и средней проницаемостью.
Алевролиты глинистые, содержащие от 10 до 1 5 % пелитовых
частиц, имеют пористость 3 3 — 3 5 % , плотность 1,75—1,81 г/см и аб2
3
3
3
3
316
солютную газопроницаемость 100—300 мд. Они относятся к коллек­
торам I I I класса со средней проницаемостью.
Алевролиты сильно глинистые. Часть алевролитов содержит
пелитовых частиц от 15 до 2 5 % , имеет пористость 2 6 — 3 3 % , плот­
ность 1,81—1,91 г/см и абсолютную газопроницаемость 1 0 — 1 0 0 мд.
Они относятся к IV классу коллекторов с пониженной проница­
емостью. Остальные алевролиты содержат пелитовых частиц больше
2 5 % , имеют пористость до 2 6 % , плотность более 1,91 г/см и абсолют­
ную газопроницаемость меньше 10 мд. Они относятся к коллекто­
рам V класса с низкой проницаемостью.
Региональное рассмотрение коллекторов газа хадумского гори­
зонта группы месторождений Центрального Предкавказья (Северо-Ставропольское, Казинское, Сенгилеевское, Кугультинско-Тахтинское, Безопасненское, Расшеватское, Ивановское) показывает,
что они представлены алевритами и алевролитами в различной сте­
пени глинистыми, чаще всего с преобладанием мелкоалевритовой
фракции (0,05—0,01 мм). Широко развиты коллекторы различных
классов от I , I I (Северо-Ставропольское месторождение) до V (Kyгультинское месторождение). Породы-коллекторы по своему гене­
зису относятся к морским прибрежным, принесенным донным те­
чением. Пористость открытая (средние данные) колеблется от 31
(Кугультинское, Безопасненское месторождения) до 3 6 % (СевероСтавропольское месторождение). Абсолютная проницаемость пород
от 10 до 700 мд (средние данные). Наиболее проницаемые породы-кол­
лекторы развиты на Северо-Ставропольской площади (алевриты
мелкозернистые). Доминирующие поры размером от 10 до 12,5 мк
содержатся в них в количестве 6 0 — 7 0 % . Крупнозернистые разности
алевритов и алевролитов имеют иную норовую структуру, в них
увеличивается содержание пор более крупных сечений. Коэффи­
циент газонасыщенности для рассматриваемых пород в зависимости
от содержания глинистого цемента (монтмориллонитовый состав)
колеблется от 0,35—0,45 (Кугультинское, Безопасненское место­
рождения) до 0,70 (Северо-Ставропольское месторождение).
Хадумские осадки более или менее однородные на Северо-Став­
ропольской и Пелагиадинской площадях меняют свой фациальный
состав в южном, северном, северо-западном и северо-восточном н а ­
правлениях. Региональный характер изменения физических свойств
коллекторов связан с различием литологических фаций хадум­
ского горизонта.
Анализ мощностей II и I I I газоносных пачек и содержащихся
в них коллекторов показывает, что наибольшие мощности приуро­
чены главным образом к западной купольной части Северо-Ставропольского поднятия и зоне пережима слоев между Северо-Ставропольским и Пелагиадинским поднятиями. Полоса максимального
развития коллекторов алевритового типа в хадумском горизонте
охватывает Северо-Ставропольскую, Пелагиадинскую площади и рас­
пространяется от последней к северо-востоку, вдоль юго-восточного
склона Кугультинского поднятия, заходя в него с северо-востока
3
2
317
узким заливом. Полоса максимального развития песчанистости
(коллекторов) в хадумском горизонте Ставрополья, разведанная
бурением, охватывает северо-западный склон Невинномысского палеоантиклинория.
В вышезалегающих глинистых отложениях майкопской серии
также обнаружены зоны развития песчанистости. Т а к , в северных
и восточных частях Ставрополья в майкопских отложениях уста­
новлены три зоны распространения песчано-алевритовых пачек:
Кугультинско-Безопасненская, Мирненская и Прикумская. Неко­
торые исследователи выделяют в основном две полосы повышенной
песчанистости в отложениях верхнего М а й к о п а .
В с е известные скопления г а з а , связанные с песчано-алевритовыми пачками и линзами в разрезе Майкопа, расположены в Восточ­
но-Ставропольском прогибе.
Промышленная газоносность в верхнемайкопских отложениях
установлена на Мирненской площади в V I , II и I песчано-алеврито­
вых пачках (снизу вверх).
Среди продуктивных пород Мирненского газового месторождения
преобладают алевриты глинистые с прослоями песчаных алевритов
и песчаника мелкозернистого алевритового. Пористость открытая
составляет 3 0 % и более, проницаемость колеблется от нескольких
десятков миллидарси до нескольких дарси.
Чокракские отложения газоносны на Казино-Грачевской пло­
щади (16 X 4 км). Глубина залегания продуктивной песчаной пачки
колеблется от 90 до 240 м. Эффективная мощность пачки составляет
от 2 до 11 м. Проницаемость пород изменяется от 850 мд до 4500 мд
(на периклинали). Дебит газа от 16 до 112 тыс. м сутки.
В сводовой
части складки проницаемость пород пласта составляет 0,85 д и на
периклинали 4 д.
В караганских отложениях газоносность связана с линзовидными
песчаными прослоями, развитыми в средней части горизонта. Пес­
чаные линзы наблюдаются главным образом в центральных районах
Ставрополья (Северо-Ставропольская,
Казинская,
Каменнобродская и другие площади).
Равнинное пространство Восточного Предкавказья представляет
собой платформенный склон Терско-Кумской впадины.
В пределах платформенной части Восточного Предкавказья из­
вестен ряд нефтяных (Озек-Суат, Величаевское, Правобережное,
Зимняя Ставка, Колодезное, Русский Хутор, Ачикулак, Максимокумское, Сухокумское, Южно-Сухокумское), газонефтяных (Прасковейское, Журавское) и газовых месторождений (Мирненское, Петровско-Благодарненское).
Большинство месторождений этой зоны многопластовые. Нефте­
носны породы юры, нижнего мела, верхнего мела, палеогена и нео­
г е н а . Они включают 22 продуктивных горизонта (средняя юра —
чокракский горизонт).
Юрские и нижнемеловые отложения нефтеносны в восточной
части Ставрополья. В Озек-Суатско-Южно-Сухокумском районе они
3/
318
содержат промышленные залежи нефти (месторождения Озек-Суат,
Величаевское, Зимняя Ставка, Южно-Сухокумское). В западной
части Восточного Предкавказья нефтеносны и газоносны верхнеме­
ловые и в основном палеогеновые отложения (месторождения Прасковейское, Ачикулак, Журавское, Мирненское).
В восточной части Центрального Предкавказья, в Прикумском
районе на размытой поверхности фундамента, сложенного метамор­
физованными и дислоцированными кремнисто-глинистыми и карбонатно-серицитовыми сланцами палеозойского возраста (условно верх­
некаменноугольный — нижнепермский) залегают среднеюрские от­
ложения, содержащие промышленную нефть.
Юрский нефтегазоносный комплекс сложен отложениями средней
и верхней (келловей) юры. Наибольшая мощность их в Озек-Суатско-Южно-Сухокумском районе достигают 400 м. К западу и юго-за­
паду от него наблюдается постепенное уменьшение мощности юры
за счет выклинивания пластов снизу вверх.
Юрский комплекс отсутствует в районе Прикумской линейной
зоны поднятий (Чкаловское, Прасковейское, Правокумское и Ачикулакское локальные поднятия). Среднеюрские отложения предста­
влены в основном песчано-глинистыми породами. Они подразделя­
ются на три комплекса пород, которые разделены между собой поверх­
ностями размыва.
В составе нижнего комплекса преобладают песчаники среднеи крупнозернистые, с прослоями гравелитов и мелкогалечниковых
конгломератов. Песчаники сложены плохо отсортированным обло­
мочным материалом, который сильно сцементирован, что отразилось
на низких коллекторских показателях этих пород.
Средний комплекс сложен тремя пачками пород, из которых ниж­
няя (IV пласт, являющийся регионально нефтеносным) представлена
песчаниками крупно- и среднезернистыми, кварцевыми, с прослоями
гравелита.
Верхний комплекс подразделяется на две пачки: нижнюю, песча­
ную, и верхнюю, глинистую. Нижняя пачка (II нефтеносный пласт)
сложена песчаниками кварцевыми грубозернистыми, с прослоями
гравелита и глин.
Верхнеюрские отложения развиты преимущественно в южных ча­
стях Ставрополья, где они выражены толщей песчаников и доломитов.
В Озек-Суатско-Южно-Сухокумском районе отдельные иссле­
дователи выделяют верхнеюрские отложения (келловей) и относят
к ним X I I I нефтеносный пласт, сложенный в основном известня­
ками и доломитами мощностью 45 м.
Литологически X I I I пласт не является однородным и его подраз­
деляют на две части: нижнюю, сложенную песчаниками от тонко-:
до крупнозернистых в северо-западной части Восточного Ставро­
полья и известняками на юго-востоке, и верхнюю, повсеместнопредставленную карбонатными породами.
Породы-коллекторы нижней части пласта, развитые в районе
месторождений Озек-Суат и Зимняя Ставка,
характеризуются
319
пористостью от 8 до 1 8 % и проницаемостью от 5 до 150 мд. В пределах
Южно-Сухокумского месторождения пористость кавернозных доло­
митов составляет 6 — 2 7 % , а проницаемость в редких случаях до­
стигает 2,5 д. На этом месторождении из нижней части пласта
X I I I при испытании с к в . 2 (глубина 3424—3427 м) был получен
фонтан нефти дебитом до 250 M сутки. Однако на ряде месторожде­
ний дебиты нефти из нижней части X I I I пласта непостоянны и ко­
леблются от 18 до 280
м /сутки.
В е р х н я я часть X I I I пласта представлена карбонатными породами
пористостью не более 1 5 % и проницаемостью от 10 до 60 мд. Меловые
отложения широко развиты в Восточном Предкавказье. Наибольший
промышленный интерес с точки зрения поисков нефти и газа пред­
ставляют отложения нижнего мела. Нефтеносность нижнемелового
комплекса приурочена к нижней части разреза. Площадь распро­
странения нефтеносности в нижнемеловых отложениях четко огра­
ничивается Озек-Суатской зоной погребенного поднятия.
Разрез нижнего мела подразделен на две части: нижнюю, пред­
ставленную терригенно-карбонатными
породами
готерив-барремского возраста, и верхнюю, сложенную терригенными отложениями
аптского и альбского ярусов. В разрезе нижнего мела выделено 12
песчаных пластов ( I — X I I сверху вниз). Промышленная нефтенос­
ность установлена в X I I , X , I X , V I I I , V I , V, IV и I пластах. Наиболее
крупные скопления нефти в нижнемеловых отложениях приурочены
к I X , V I I I , V I , V , I V и I песчаным пластам. Мощность отложений
нижнего мела с востока на запад уменьшается от 800 м в Прикумском
районе до 20 м в Центральном Ставрополье в связи с последователь­
ным выпадением из разреза нижних горизонтов.
Породы-коллекторы, слагающие X I I пласт (готерив — баррем)
мощностью 10—25 м, представлены песчаниками мелкозернистыми
и алевролитами с пористостью открытой от 13 до 2 4 % и проница­
емостью до 2800 мд. Дебит нефти из этого пласта на Южно-Сухокумском месторождении ( с к в . 2 , глубина 3389—3399 м) через 6-мм
штуцер составил 102 м сутки
и газа 5000
м /сутки.
Одним из основных продуктивных горизонтов является I X пес­
чаный пласт (баррем). Он сложен песчаниками разнозернистыми,
карбонатными, с прослоями оолитовых известняков.
Песчаники характеризуются пористостью открытой от 17 до
3 0 % и проницаемостью от 35 до 1600 мд. Пористость и проница­
емость пород возрастают в северо-западном направлении к древней
береговой линии от месторождений Южно-Сухокумского и ОзекСуат (пористость 1 7 — 2 0 % , проницаемость 35—400 мд) к месторожде­
ниям Величаевскому и Зимней Ставке (пористость 2 2 — 3 0 % , прони­
цаемость 1600 мд).
V I I I пласт (апт) мощностью от 10 до 35 м также является одним
из основных продуктивных пластов Озек-Суатско-Южно-Сухокумского района. На территории Восточного Ставрополья V I I I пласт
развит повсеместно. Он представлен чередованием песчаников мел­
козернистых, алевролитов и глин песчанистых. Песчаные прослои
3/
3
3/
320
3
(обычно до четырех) имеют мощность по 5—10 м и часто по площади
замещаются глинами. Песчаные породы-коллекторы характери­
зуются пористостью открытой 2 1 — 3 3 % и проницаемостью от 10
до 1800 мд.
V I и V пласты (апт) сложены мелко- и среднезернистыми песча­
никами с прослоями глин, а пласт I V (альб) песчаниками мелкозер­
нистыми, переслаивающимися с алевролитами и глинами.
Песчаные породы характеризуются литологической изменчи­
востью. Наибольшие мощности песчаных пород VI пласта выявлены
в северо-западной части Озек-Суатского района (30—40 м), тогда к а к
в восточной части его она сокращается (10—15 м). Так же законо­
мерность в изменении мощности песчаных отложений характерна
для V и I V пластов.
I пласт (альб) с меняющейся мощностью от 60 до 170 м предста­
влен песчаниками мелкозернистыми с прослоями алевролитов и глин.
На Величаевской площади дебит нефти из I пласта оказался равен
100
м
3 /
сутки.
Промышленная нефтеносность пластов I X , V I I I , V I I I a , V I , V
и IV установлена на Колодезной площади, где получены притоки
нефти с дебитом 100—156 м сутки.
I V пласт характеризуется по­
ристостью открытой 1 7 , 6 % и проницаемостью — 73 мд, V пласт
соответственно — 1 8 % и 47 мд, V I пласт — 1 5 % и 12 мд, V I I I a
пласт — 1 2 , 4 % и 53 мд, V I I I пласт — 1 6 , 8 % и 53 мд, I X пласт —
17% и 21 мд; остаточная водонасыщенность в среднем равна 4 2 % .
На нефтегазоконденсатном месторождении Русский Х у т о р про­
дуктивны V I I I и I X пласты нижнего мела, а также I I и X I I I пласты
юры. V I I I пласт (апт) сложен чередованием песчаников, алевролитов,
глин, аргиллитов, с редкими прослоями гравелитов. Породами-кол­
лекторами в основном являются песчаники мелкозернистые, алевро­
литы крупнозернистые, песчано-глинистые, реже песчаники средне­
зернистые с гравием.
Пористость открытая проницаемых пород колеблется от 10 до
2 5 % , в среднем она равна 1 9 , 3 % ; пористость эффективная — от
11 до 1 7 % , средняя эффективная пористость 1 4 , 5 % ; проницаемость
от 3 до 1180 мд; обычно проницаемость составляет 4 0 — 3 0 0 мд.
I X a и I X пласты (баррем) сложены песчаниками мелкозерни­
стыми, алевролитами и алевропесчаниками. Породы-коллекторы
характеризуются пористостью открытой от 17 до 3 0 % , средняя
пористость 2 1 — 2 5 % , пористость эффективная — 4 — 1 7 % , средняя
эффективная пористость 1 5 % , проницаемость от 6 до 500 мд, средняя
2 0 0 - 3 0 0 мд.
Породы X I I I пласта (верхняя юра) изучены в меньшей степени.
Пласт сложен чередующимися известняками, доломитами каверноз­
ными, песчаниками и алевролитами известковистыми и гравелитами.
Пористость открытая составляет от 7 до 1 7 % , проницаемость изучен­
ных образцов составляет доли миллидарси.
I I пласт (байос — бат средней юры) представлен песчаниками
мелко- и среднезернистыми переслаивающимися с алевролитами
3/
21 Заказ 2 2 1 1 .
321
и глинами. Пористость пород-коллекторов колеблется от 10,5 до
1 7 % , пористость эффективная в среднем составляет 7%, прони­
цаемость 0,4—100 мд.
Верхнемеловые отложения представлены главным образом из­
вестняками, мергелями с прослоями глин и писчим мелом. В Пред­
кавказье они широко распространены.
В трещиноватых карбонатных породах верхнего мела промыш­
ленная нефть установлена на Прасковейском месторождении (дебиты колеблются от 2 до 55 м /сутки).
Признаки нефтеносности
известны на площадях Величаевская и Зимняя Ставка.
Трещинные коллекторы верхнего мела Прасковейской площади
изучались Н. П. Фурсовой и Л . С. Бондаренко (1963) в больших
плоскопараллельных шлифах по методике В Н И Г Р И и другими ме­
тодами. Трещинная пористость 0 , 2 % и трещинная проницаемость
136 мд. Среднее значение открытой пористости пород 5 , 7 % , плот­
ности 2 , 5 4 г/см и карбонатности 7 2 % . К зонам перерывов в осадконакоплении
приурочены
участки
с повышенной
трещиноватостыо, к ним же приурочены промышленные скопления нефти
и газа.
В Восточном Ставрополье нефтеносна свита горячего ключа
палеоцена главным образом в Прикумской зоне поднятий (площади
Прасковейская, Ачикулак). Породами-коллекторами нефти служат
в основном трещиноватые аргиллиты и мергели и отчасти алевро­
литы глинистые. Пористость открытая трещинных пород-коллекто­
ров достигает 8 % , а проницаемость — 140 мд. На Прасковейской
площади из подобных пород получены притоки нефти дебитом от 1
до 35 м /сутки,
а на Правокумскрй — дебитом 3—4 л/сутки.
Отложения эоцена мощностью от 100 до 650 м включают в себя
три свиты: черкесскую, кумскую и белоглинскую. Черкесская свита
представлена аргиллитами с прослоями глинистых алевролитов
и песчаников. Максимальная мощность свиты достигает 375 м в рай­
оне Мирненской площади. К востоку от Мирненской площади мощ­
ность свиты уменьшается, в разрезе ее значительно снижается роль
песчано-алевритовых прослоев. Кумcкая свита сложена бурыми
известняками и мергелями. Белоглинская свита состоит из мергелей
и карбонатных белых глин.
Промышленная нефтеносность черкесской свиты связана с тре­
щиноватыми породами. На Прасковейской площади дебиты нефти
из трещинных коллекторов составляют от 5 до 100 м с у т к и .
Нефтеносность в отложениях кумской и белоглинской свит в В о с ­
точном Ставрополье связана с развитием трещиноватости. Промы­
шленные притоки нефти из пород верхнего эоцена известны на
Прасковейской и Ачикулакской площадях, дебиты составляют от 1
до 9,4 м /сутки для пород кумской свиты и от 0,8 до 1,5 м /сутки
для пород белоглинской свиты. Наиболее трещиноватые зоны, с ко­
торыми связаны нефтяные залежи в палеогене Прасковейского
поднятия, располагаются не на современном своде структуры, а на
ее юго-восточной периклинали.
3
3
3
3/
3
322
3
Майкопские отложения в Восточном Ставрополье представлены
толщей глин мощностью от 1300 до 1630 ж, содержащей прослои
алевролитов и глинистых песчаников. Число алевролитовых пачек
к востоку увеличивается до 7—8 в Озек-Суатско-Южно-Сухокумском
районе, причем мощность отдельных алевролитовых пачек возра­
стает до 60—80 м.
Нижняя часть М а й к о п а сложена хадумским горизонтом, регио­
нально газоносным в северо-западной части Ставрополья. Х а д у м ский горизонт в пределах Восточного Ставрополья имеет мощность
от 40 до 100 ж. Он представлен главным образом глинами и мерге­
лями с тонкими прослоями алевролитов глинистых.
Нефтеносность хадумского горизонта установлена на площадях
Прасковейской, Ачикулак, Камыш-Бурун и Озек-Суат. Скопления
нефти приурочены в основном к зонам развития трещиноватости
в породах, пористость которых не превышает 1 0 % и проницаемость
90 мд. Дебиты нефти на месторождении Ачикулак составляют от
0,8 до 25 м /сутки
и на месторождении Озек-Суат — от 4 до
12 м /сутки.
На Журавской площади приурочены притоки нефти
дебитом 1—2 м /сутки.
В пределах Озек-Суатского района, несмотря на довольно боль­
шое число и мощность алевролитовых и песчаных пластов в майкоп­
ской серии, признаков нефти и газа пока не было обнаружено.
По промыслово-геофизическим данным песчаные пласты Майкопа
водоносны.
Для палеогенового нефтеносного комплекса в Восточном Ставро­
полье характерна связь скоплений нефти с зонами трещиноватости
пород. Гранулярные коллекторы имеют подчиненное значение.
Большинство скважин характеризуется невысокой продуктивностью
и непостоянством дебитов.
В строении неогенового нефтегазоносного комплекса в Восточном
Ставрополье участвуют отложения нижнего, среднего, верхнего
миоцена и плиоцена, представленные толщей терригенно-карбонатных пород мощностью до 1700 м на востоке (Озек-Суат).
На территории Восточного Ставрополья в отложениях неогена
известен один газоносный горизонт, приуроченный к чокракским
отложениям, представленным чередованием песчаных и глинистых
прослоев. Мощность чокракского горизонта колеблется от 20 (Са­
довская площадь) до 110 м (Чкаловская площадь). Газоносность
чокракского горизонта установлена на Прасковейской и Журавской
площадях.
В пределах Прасковейской площади выявлены две относительно
небольшие залежи в нижней и верхней пачках песчано-алевритовых
пород. Пористость открытая пород-коллекторов составляет около
1 5 % , а проницаемость изменяется от 2 до 125 мд. Наибольшие дебиты
газа (до 240 тыс. м сутки)
связаны с нижней пачкой. На Ж у р а в ­
ской площади газоносный продуктивный пласт сложен глинистыми
алевролитами и залегает на глубинах 550—570 м. Дебиты г а з а к о ­
леблются от 11,8 до 61 тыс. м /сутки.
3
3
3
3/
3
21*
323
В недрах Сунженского, Мало-Кабардинского и Терского хребтов
Восточного Предкавказья выявлены крупные скопления нефти
в известняковой толще верхнего мела (Карабулак-Ачалуки, Заманк у л , Малгобек-Алиюрт и Х а я н к о р т ) . Установлена зависимость
развития системы трещин от тектонического строения складки.
Наиболее интенсивная трещиноватость приурочена к осевой зоне
антиклинали.
Промышленные притоки нефти на Карабулакско-Ачалукском
месторождении получены из верхнемеловых отложений, предста­
вленных плотными трещиноватыми известняками общей мощно­
стью 240—330 м. Известняки содержат редкие и тонкие прослои
глин.
По данным В . М. Николаева (1959), М. С. Багова и Б . Ф . Ремнева (1959), керны известняков верхнего мела Карабулакско-Ачалукской площади обладают открытой пористостью от 1 до 8 % и проницаемостыо, не превышающей 0,075 мд. Содержание остаточной
воды, измеренное по четырем образцам, оказалось равным 1 0 0 % .
Г . И. Гориным и Г. А. Алексиным (1961) при рассмотрении ме­
тодики разработки верхнемеловой залежи нефти Карабулак-Ачалукского месторождения были даны следующие характеристики пород
известняковой толщи: а) верхняя часть мощностью 50—70 м на кон­
такте с покрышкой — трещинная пористость известняковых пород
0 , 0 9 % , раскрытость трещин 23 мк, расстояние между трещинами
3,2 мм и трещинная проницаемость 85 мд; б) нижняя часть мощно­
стью 2 5 — 3 5 м в подошве толщи — трещинная пористость соста­
вляет 0 , 0 1 3 % , трещинная проницаемость 1,1 мд, раскрытость тре­
щин 10 мк и расстояние между трещинами 7,1 мм.
В . Н . Майдебор (1959) подсчитал первоначальные запасы нефти
на месторождении Карабулак-Ачалуки в трещинных коллекторах,
применив приближенный метод оценки, основанный на падении
пластового давления в процессе опытной эксплуатации скважин.
Одновременно с этим был вычислен коэффициент трещиноватости
(нефтенасыщения), который оказался равным 0 , 4 7 — 1 , 7 9 % . Этот же
коэффициент, вычисленный по геофизическим данным, колеблется
от 0,03 до 4 % .
Густота трещин зависит от степени окремнения и содержания
нерастворимого остатка в известняках, а также от их структуры
( Б у л а ч , 1961). Л . П. Гмид (1963) указывает, что наличие глинистого
вещества бейделлитового и монтмориллонитового состава из нерас­
творимого остатка верхнемеловых известняков Карабулакского ме­
сторождения сказалось на увеличении в них трещиноватости и вто­
ричной пористости.
И. А. Конюхов (1958) выделяет в мезозойских осадках Восточ­
ного Предкавказья песчано-алевритовые породы, представляющие
интерес как коллекторы. Эти породы выделяются в нижнем и верх­
нем аалене, бате и байосе средней и нижней юры, в отложениях
готерива, апта и альба нижнего мела. Наибольшее количество х о ­
рошо отсортированных и малокарбонатных песчано-алевритовых
324
пород нижнего мела приурочено к районам Центрального Д а г е ­
стана и западным районам Восточного Предкавказья (Минераловодская зона). Реже они встречаются в районах южного Дагестана (вос­
точная и западная антиклинальные зоны) и почти полностью отсут­
ствуют на северном склоне в районах северо-западного Дагестана
и восточной части Грозненской области. В результате анализа к о л л е к торских свойств пород и общей литологической характеристики
И. А. Конюхов выделяет наилучшие коллекторские толщи (песча­
ники и алевролиты) в альбском, аптском ярусах, в меньшей сте­
пени — в верхнебарремском подъярусе.
К северо-западной части Средне-Каспийского нефтегазоносного
бассейна относится зона погребенного кряжа Карпинского. В восточ­
ной его части выделяются четыре антиклинальные зоны (с юга на
север): Краснокамышанская, Ачинеро-Каспийская, ОлейниковскоПромысловская и Новогеоргиевская. К этим зонам приурочены ме­
сторождения Олейниковское, Промысловское, Межевое и др.
В нижнемеловых отложениях на рассматриваемой территории
выделяется несколько зон распространения пород-коллекторов. В се­
веро-восточной части района развиты породы-коллекторы I I и I I I
классов; на большей части территории развиты коллекторы I I I
и IV классов; в наиболее северной части района развиты коллекторы
IV и V классов.
На Каспийской площади в отлож;ениях бата — байоса были от­
мечены признаки нефти. Изучение песчаных отложений в разрезе
бата — байоса на Каспийской, Красно-Камышанской, Салхинской
и Меклетинской площадях позволило выделить породы-коллек­
торы различных классов. Песчаники мелкозернистые относятся к кол­
лекторам V, I V и I I I классов; песчаники разнозернистые, слабо­
уплотненные — к коллекторам I , I I , I I I и I V классов.
Песчаники мелкозернистые характеризуются пористостью от­
крытой от 16,7 до 2 2 , 5 % , пористостью эффективной от 6 до 1 4 %
и проницаемостью от 3 до 230 мд. В песчаниках разнозернистых
пористость открытая равна 1 8 — 2 4 % , пористость эффективная 1 0 —
1 8 % и проницаемость от 60 до 1860 мд. Общая суммарная мощность
песчаных коллекторов в приведенных выше разрезах средней юры
составляет от 50 до 150 м.
Восточная часть Средне-Каспийского нефтегазоносного бассейна —
Южно-Мангышлакско-Устюртская нефтегазоносная область
В состав восточной части Средне-Каспийского бассейна входит
Южно-Мангышлакско-Устюртская впадина, к которой приурочена
одноименная нефтегазоносная область, протягивающаяся в преде­
лах суши на 500 км при максимальной ширине в прибрежной части
Каспийского моря 200 км и на востоке до 100 км.
В Южно-Мангышлакско-Устюртской нефтегазоносной области
выявлено четыре крупных месторождения — Жетыбайское, У з е н ь ское, Тенгинское и Шахпахтинское.
325
Жетыбайское и Узеньское месторождения приурочены к север­
ному борту Южно-Мангышлакского прогиба. Получение промыш­
ленной нефти на месторождении Жетыбай и газа на месторождении
У з е н ь свидетельствует об открытии новой крупной нефтегазоносной
провинции в пределах южной части Мангышлака. Основными струк­
турными элементами Южно-Мангышлакского района являются Б е кебашкудукский в а л , занимающий северную часть района, и ЮжноМангышлакский прогиб, охватывающий южную его часть. Бекебашкудукский вал представляет собой крупное поднятие субширот­
ного направления, длиной свыше 200 км и шириной до 25 км. Вдоль
свода вала располагается ряд локальных структур. Промышленно
нефтеносны породы юры — палеогена. Перспективы получения нефти
связывают также с отложениями нижней части юры и рэта — лей­
аса (горизонты X V I I I — X X V I I I ) .
Месторождение Жетыбай представляет собой крупную пологую
брахиантиклинальную складку субширотного простирания длиной
(по подошве неокома) 23,5 км и шириной от 4,1 км в восточной части
до 6,0 км в западной части. Складка характеризуется обширным
плоским сводом и пологими крыльями. На северном крыле угол
падения пород 1 ° 3 0 ' и на южном до 3°. Высота структуры достигает
115 м.
Нефтегазоносны в разрезе Жетыбайской площади юрские (сред­
няя юра и келловей) и меловые (часть неокома, апт, альб) отложе­
ния. Нижний мел вскрыт в интервале глубин 530—1378 м, верхняя
юра — в интервале 1378—1830 м, средняя юра — в интервале 1830—
2561 м.
Основными нефтеносными отложениями являются юрские мощ­
ностью до 895 м. В разрезе мезозойских нефтеносных отложений
выделяют 28 нефтяных горизонтов, сложенных песчано-алевритовыми породами. Мощность каждого горизонта колеблется от 26
до 66,5 л*. В каждом нефтяном горизонте отмечается до восемна­
дцати нефтяных пластов и пропластков мощностью до 13 м каждый.
Горизонты разделяются пачками глинистых пород мощностью от 5,5
до 23,5 м. Нефтеносные пласты литологически изменчивые и только
часть из них хорошо выдерживается по всей площади месторождения.
Верхний продуктивный этаж газоносный и представлен нижне­
меловыми отложениями. К нему приурочено 12 продуктивных го­
ризонтов. К юрским отложениям относят 13 продуктивных горизон­
тов и к триасовым — три горизонта. Верхние двенадцать горизонтов
характеризуются как газовые, при этом в X I I горизонте предпо­
лагается наличие нефтяной оторочки. Горизонты с X I I I по X V I I
нефтеносны, а нижние одиннадцать горизонтов ( X V I I — X X V I I I )
рассматриваются как возможно нефтеносные.
Газовый и нефтяной этажи разделены толщей глинисто-мерге­
листых отложений верхней юры мощностью около 100 м на своде
и до 180 м на крыльях.
Разрез отложений по керну изучен слабо. Наиболее полно
изучены горизонты X I I I — X V I I в центральной части складки.
326
По данным Б К З истинное сопротивление нефтяных пластов из­
меняется от 11 до 150 ом-м.
Коллекторские свойства изучались на сравнительно небольшом
количестве образцов керна песчано-алевритовых пород. При этом
было установлено, что пористость 1 4 , 2 % является нижним пределом
для промышленно продуктивных пород X I I I - X V I I горизонтов ме­
сторождения. В . А. Иванов и В . Г. Храмова, рассматривая кривые
фазовых проницаемостей для воды и нефти, а также зависимости
между пористостью и водонасыщенностью для капиллярных давле­
ний от 1 до 3 am, установили нижний предел пористости продуктив­
ных коллекторов для сухой части залежи равным 1 4 , 6 % (породы
байосского яруса).
Нефтяные пласты характеризуются тонкой перемежаемостью
слоев песчано-алевритовых пород различного литологического со­
става. Широко развито взаимное замещение пород как в горизон­
тальном, так и в вертикальном направлениях.
X I I I горизонт общей мощностью около 69 м, представлен слабо
сцементированными песчаниками, алевролитами, чередующимися
с глинами. Продуктивные пласты часто замещаются глинами и в ы ­
клиниваются. Количество песчано-алевритовых крупных прослоев
достигает двух-четырех, причем мощность каждого из них колеблется
в пределах 0,6—2—3 м. Карбонатность пород составляет около
4 % , пористость открытая 2 2 , 7 % , проницаемость 250 мд (по данным
изучения керна и испытания скважин), коэффициент нефтенасы­
щенности по геофизическим измерениям равен 0,67 и определенный
методом центрифугирования — 0 , 7 3 . Некоторые исследователи счи­
тают вполне вероятным развитие в породах трещин. Коллекторские
свойства горизонта улучшаются к югу и юго-востоку структуры.
X I V горизонт общей мощностью 50 м характеризуется чередова­
нием мощных прослоев мелкозернистых песчаников с тонкими пропластками песчанистых глин. В пределах горизонта выделяется от 2
до 5 пластов средней мощностью 5—6 м. Карбонатность пород в сред­
нем равна около 1 , 5 % . Пористость открытая, изученная по керну,
равна 2 4 % и по геофизическим данным — 2 3 % . Проницаемость
составляет 320—430 мд, коэффициент нефтенасыщенности по гео­
физическим измерениям равен 0,73 и определенный по остаточной
воде — 0,75. Дебиты нефти при фонтанировании скважин достигали
до 88 ml сутки.
X V горизонт общей мощностью 2 5 — 3 0 м представлен переслаи­
ванием песков, мелкозернистых песчаников, алевролитов и глин.
Карбонатность пород составляет 4 % , пористость открытая в среднем
2 3 % , проницаемость 270—190 мд, коэффициент нефтенасыщенности,
определенный по остаточной воде, 0 , 7 3 . Все скважины при опробо­
вании фонтанировали нефтью с дебитами 27—188 м/сутки.
X V I горизонт общей мощностью 20—25 м преимущественно
представлен мелко- и среднезернистыми песчаниками. Горизонт
в основном сложен одним монолитным пластом, кое-где расчленен­
ным на два пласта. В целом горизонт является выдержанным
327
и однородным по составу. Карбонатность пород составляет 1,8%, пори­
стость открытая в среднем равна 2 2 , 3 % , проницаемость 116—175 мд,
коэффициент нефтенасыщенности 0 , 7 1 . Дебит нефти при фонтани­
ровании колебался от 23 до 118
м /сутки.
X V I I горизонт общей мощностью 50 м представлен чередованием
песчаников, алевролитов и глин. Горизонт состоит из трех основных
пластов, из которых наиболее выдержанным является верхний.
Карбонатность пород составляет 2 , 5 % , пористость открытая в сред­
нем равна 2 3 , 3 % , проницаемость 2 7 0 — 3 0 0 мд, коэффициент нефте­
насыщенности 0,73. В с к в . 8, 13 получены фонтаны нефти с дебитом
2 7 — 9 3 ml сутки.
Коэффициент продуктивности скважин 0,81—7,5 ml сутки! am, что
вызывает необходимость создания высоких депрессий. Последнее,
по мнению М. А. Жданова, свидетельствует о более низких значе­
ниях проницаемости, чем значения, установленные по керну.
Месторождение Узень представляет собой крупную пологую, вы­
тянутую в субширотном направлении брахиантиклинальную складку
длиной (по подошве неокома) 24 км и шириной 7,7 км. У г л ы
падения пород на южном крыле 2—8° и на северном 1—2°. Высота
У з е н ь с к о й структуры по подошве турона составляет 120 м . В пре­
делах структуры выявлены два этажа нефтегазоносности: нижний
юрский, нефтяной и верхний, меловой, газоносный.
В разрезе юры и мела зафиксировано около 105 пластов и пропластков, объединяемых в 22 продуктивных горизонта, половина
из которых (нижнемеловые) чисто газовые, с суммарной средней
эффективной мощностью около 50 м . Продуктивные горизонты
юры характеризуются суммарной средней эффективной мощностью
И З м.
Меловые продуктивные горизонты ( I — X I I ) относятся к сеноману,
альбу и неокому. В продуктивных горизонтах наблюдается довольно
значительная литологическая изменчивость
песчано-алевритовых
пород.
Горизонты I , I I I , V I — V I I I , X , X I I в направлении от свода к кры­
льям структуры значительно меняют суммарную эффективную
мощность. Нередко на крыле структуры горизонты совершенно выкли­
ниваются ( I I , V , X I ) , что свидетельствует о сложных условиях рас­
пределения газовых залежей.
Нефтеносные пласты ( X I I I — X X I I горизонты) приурочены к пес­
чаным прослоям средней юры (за исключением X I I I горизонта, от­
носящегося к отложениям келловея). Эти пласты также характери­
зуются значительной литологической изменчивостью слагающих
их отложений (переслаивание песчаников, глин, алевролитов).
У з е н ь с к и й разрез отложений слабо представлен керном. В изучен­
ных образцах керна пористость равна 2 0 % .
В Ассаке-Ауданском прогибе на площади Шахпахты в 1965 г.
в с к в . 2 был получен промышленный приток газа (дебитом около
3 млн. M Iсутки)
из отложений средней юры (Дикенштейн и д р . ,
1965).
3
3
328
Закономерности изменения физических свойств пород-коллекто­
ров в отложениях юры и нижнего мела Южного Мангышлака про­
анализированы в работе О. А. Черникова (1965). Песчано-алеври­
товые породы-коллекторы сложены полимиктовыми разностями.
В составе кластической части содержится повышенное количество
сильно измененных обломков глинистых, эффузивных пород, зерен
полевых шпатов, слюд, раскристаллизованных обломков в у л к а н и ­
ческого стекла. Зерна кварца, обломки кремнистых и интрузивных
пород присутствуют в подчиненном количестве. В песчано-алеври­
товых породах встречены минеральные новообразования, состоя­
щие из сидерита, глауконита, пирита, фосфатных и титанистых мине­
ралов, каолинита, доломита и др. Это указывает на изменение вели­
чины окислительно-восстановительного потенциала рН среды, при
которой происходило формирование перечисленных минеральных
новообразований. В их распределении отмечается определенная
зональность по разрезу юры и нижнего мела. Т а к , сидерит встре­
чается по всему разрезу; глауконит приурочен к верхней части
разреза; регенерационный кварц и полевые шпаты — к породам
доальбского возраста и т. д.
Вторичные преобразования в песчано-алевритовых породах при­
водят, как правило, к уменьшению коллекторских показателей.
О. А. Черниковым было замечено, что интенсивность процессов
изменения пород одинакового состава зависит от глубины их зале­
гания. Благоприятными коллекторами пористостью более 1 0 %
и проницаемостью свыше 1 мд являются породы, содержащие не
менее 6 5 % терригенных песчано-алевритовых компонентов. Одним
из основных факторов, влияющих на пористость песчаников и але­
вролитов месторождения У з е н ь , является карбонатность. Следо­
вательно, применение методов соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважин может улучшить проницаемость, что повысит
приток пластовых флюидов.
Глава
XIV
ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ
КАРАКУМСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА
Каракумский нефтегазоносный бассейн на западе граничит со
Средне-Каспийским нефтегазоносным бассейном, на юге — со склад­
чатым сооружением Копет-Дага, на востоке — с Гиссарским горным
сооружением и на севере — Кызылкумами. В пределах Каракум­
ского бассейна выделяют Центрально-Каракумскую, Мургабскую
и Амударьинскую (Бухаро-Хивинскую) нефтегазоносные области.
Центрально-Каракумская
нефтегазоносная
область
Область приурочена к Центрально-Каракумскому своду длиной
220 км и шириной 180 км, расположенному в центральной части
Туркмении. В центральной части свода выделяется крупное ЗеаглиДарвазинское куполовидное поднятие. В районе поселков Северный
Завод и Дарваза палеозойский фундамент залегает на глубинах
1600—2200 м (Габриэлянц, 1965). На западном, южном и восточном
склонах Центрально-Каракумского свода выделяется система тек­
тонических разрывных нарушений, отражающаяся в осадочном
чехле.
Зеагли-Дарвазинское поднятие осложнено большим числом мелких
структур, к которым приурочены газовые залежи типа пластово-сводовых, часто литологически или тектонически экранированные.
Промышленно газоносные пласты на месторождении вскрыты
в интервале 230—1138 м в отложениях мела. Продуктивные гори­
зонты средней эффективной мощностью 3—5 м связаны с породамиколлекторами, представленными песчаниками мелкозернистыми, полевошпатово-кварцевыми и алевролитами песчаными. Многие пес­
чаные пласты по простиранию замещаются плотными алевролитами
и глинами.
По своему происхождению породы-коллекторы относятся к прибрежно-морским осадкам. Различие в цементации и литологической
изменчивости пород-коллекторов сказались на величине коллекторских показателей. Т а к , пористость открытая изменяется от 20 до
330
3 2 % , пористость эффективная — от 12 до 2 1 % , проницаемость —
от 30 до 1000 мд; коэффициент газонасыщенности в среднем соста­
вляет 0 , 6 0 — 0 , 6 5 . Породы-коллекторы относятся к I , I I , I I I и I V
классам, I V класс преобладает.
В мощной толще альба распространены слои глин алевритовых,
плотных, слабослюдистых, часто известковистых. Пески, песчаники,
алевролиты и алевриты серого и зеленовато-серого цвета, мелкозер­
нистые, разнозернистые, кварцево-глауконитовые. Среди песчани­
ков и алевролитов преобладают несцементированные и слабо сце­
ментированные разности.
Основные запасы газа сосредоточены в западной части месторо­
ждения на Шиих-Дарвазинской и Топджульбинской площадях.
Шиих-Дарвазинская площадь охватывает четыре куполовидные
складки: Дарвазинскую, Т а к ы р с к у ю , Шиихскую, Пришиихскую.
На Зеагли-Дарвазинском месторождении выделяется 20 газоносных
пластов (Габриэлянц, 1965), приуроченных к отложениям апта,
альба, сеномана и турона. Мощность пластов колеблется от 1,5 до
16 м. Промышленное значение имеют 14 пластов (I, I I , П а , I I I ,
I l i a , I V , IVa, I V 6 , I V B , V , V a , V I , V i a , V I I ) .
Наиболее мощные газоносные пласты имеют общий для несколь­
ких структур контур газоносности и единый газоводяной контакт.
Пласты сложены песками, рыхлыми мелкозернистыми песчаниками
и глинистыми алевролитами и характеризуются значительной лито­
логической изменчивостью по площади.
Сеноманские отложения характеризуются также большой мощ­
ностью. Они представлены чередованием глинистых алевролитов,
песков кварцево-глауконитовых, известковистых, с редкими про­
слоями глин и маломощных песчаников. В них выделяют пласты
B и В . Туронские отложения представлены в основном песчано-алевритовыми породами, которые перекрыты мергелями и известня­
ками коньякского, сантонского, кампанского, маастрихтского и дат­
ского ярусов. В туронских отложениях выделяют пласты А и Б .
В настоящее время в них выявлены незначительные притоки г а з а .
1
Мургабская нефтегазоносная
область
Область расположена в Юго-Восточной Туркмении. G севера она
граничит с Заунгузскими Каракумами, с востока и запада — с ре­
ками Теджен и Аму-Дарья, с юга — с Афганистаном и Ираном.
В юго-восточной окраинной части эпигерцинской платформы рас­
положена Мургабская впадина, в которой выделяется ряд крупных
структурных элементов, таких как Карабильская зона поднятий,
Байрамалийский вал, Репетек-Келифская зона поднятий, Еланский
и Тахтабазарский выступы и др. В зонах поднятий находятся группы
локальных структур — брахиантиклинальных складок, к которым
приурочены газовые месторождения Байрам-Али, Ислим, Шарапли,
Кушкинское.
Нефтегазопроявления и промышленные притоки газа установлены
в отложениях юрского и мелового возрастов. В процессе бурения
331
газопроявления установлены в нижне- и среднеюрских отложениях
на Карачопской и Ислимской структурах, а нефтегазопроявления —
на Байрамалийской и Шараплинской структурах.
Промышленная газоносность выявлена на структуре Ислим.
Нефтепроявления на ряде разведочных площадей отмечены в кар­
бонатных отложениях надсолевой толщи шараплинской свиты верх­
ней юры, а также гаурдакской свиты (Дикенштейн и др., 1965).
Н а Байрамалийской площади в отложениях неокома вскрыта
крупная по запасам газовая залежь. Продуктивный горизонт мощ­
ностью 60—70 м сложен песчаниками мелкозернистыми, глинистыми,
слабоизвестковистыми, со средней открытой пористостью 1 8 % и про­
ницаемостью 30 мд. Начальное пластовое давление составляет 313 am.
Н а газовом месторождении Карачоп продуктивными породами
являются известняки маастрихтского яруса, с пористостью откры­
той 2 — 4 % .
Амударьинская (Бухаро-Хивинская) нефтегазоносная область
Область расположена в пределах Б у х а р с к о й , Каршинской, Сурхандарьинской, Хорезмской областей Западного Узбекистана и Чарджоуской, Марыйской и Ташаузской областей Восточной и Северной
Туркмении (Дикенштейн и д р . , 1965). Характерной чертой строения
Амударьинской впадины, к которой приурочена Амударьинская
нефтегазоносная область, является ступенчатый характер ее северо­
восточного и западного бортов.
Одной из перспективных нефтегазоносных зон является Бухарская
ступень, характеризующая определенную ступень погружения Аму­
дарьинской впадины с северо-востока на юго-запад. Ступенчатое
погружение фундамента прослеживается и к юго-западу от Б у х а р ­
ской ступени (Чарджоуская и Багаджинская ступени). Б у х а р с к а я
ступень располагается к югу и юго-западу от хребтов Кульджуктау
и Зирабулак-Зиаэтдинского. Вдоль нее выделяются Мешеклинский.
Янгиказганский, Газлинский, Каганский и Мубарекский выступы,
разделенные прогибами.
В Амударьинской нефтегазоносной области отложения мела
и юры образуют одну мощную продуктивную толщу, подразделяемую
на два этажа: нижний, охватывающий юрские отложения, и верхний,
выраженный меловыми поднятиями.
В разрезе продуктивной толщи регионально развиты 19 горизон­
тов, сложенных проницаемыми породами. Промышленные залежи газа
обнаружены в X V I I I , X V I I , X I V , X I I I , X I I , X I , X и I X , залежи
конденсата — в X V , X I I I , X I I и X I и газонефтяные залежи —
в X V I I I , X V I I , X V и X I I I горизонтах.
X V I I I горизонт характеризуется резкой невыдержанностью сла­
гающих его песчаных и глинистых пластов по основным направле­
ниям. К северу от Каракульского прогиба на Газлинском поднятии
отложения X V I I I горизонта отсутствуют.
В зоне Чарджоуской ступени отложения X V I I I горизонта пред­
ставлены переслаиванием песчаников, гравелитов, алевролитов и ар332
гиллитов. Пористость пород не превышает 1 5 % , проницаемость 5 —
18 мд. На Мубарекском поднятии к X V I I I горизонту приурочены
промышленные скопления г а з а . Среди пород широко распростра­
нены коллекторы I I I и I V классов. Пористость равна 1 6 — 2 0 % ,
проницаемость 50—200 мд (преобладают значения 200 мд), пори­
стость эффективная 8 — 1 4 % .
X V I I горизонт сложен терригенными сильно уплотненными по­
родами, сцементированными глинистым
и глинисто-известковистым цементом. Разрез представлен переслаиванием песчаников,
алевролитов, глин, гравелитов и аргиллитов.
На площадях Шур-Сай, Кызылрават, Майдаджой, Хаджихайрам,
Учкыр и других развиты породы-коллекторы I I I и IV классов.
На площадях Зеравшан, Памук, Айзават, Северные Камаши, К у л так, Зекры и других развиты коллекторы I V и V классов. В пределах
Газлинского поднятия X V I I горизонт полностью отсутствует.
В юрских отложениях Бухаро-Хивинской нефтегазоносной обла­
сти выделяется три основных продуктивных горизонта: X V I I в тер­
ригенных отложениях нижне- и среднеюрского возраста; X V I и
X V в известняках верхней юры. В средней части известняковой
толщи иногда выделяется горизонт рухляков X V a . На некоторых
месторождениях в терригенной юре выделяются X V I I I и X X гори­
зонты. Карбонатные отложения представлены известняками и доло­
митами с прослоями ангидритов, глин и песчано-алевритовых пород.
Мощность верхнеюрских отложений изменяется от 50 до 300 м.
В Каракульском прогибе, в 87 км к югу от г. Б у х а р ы , на У р т а булакской площади с к в . 11 при забое 2408 м ( X V горизонт верхней
юры) из трещиноватых известняков дала фонтан газа дебитом около
1 млн. м 1сутки.
В пределах Каганского выступа залежи, связанные с юрскими
отложениями, выявлены на структурах Сеталантепинской ( X V I I
и X V I горизонты), Джаркакской ( X V ) , Сарыташ-Караулбазарской
( X V и X V a ) , Акджарской ( X X , X V I I I , X V I I , X V I ) , Шурчинской
( X V I I , X V I , X V ) , Мамаджургатинской ( X V ) , Юлдузкакской ( X V I I ,
XVI).
В районе Мубарекского выступа залежи обнаружены на структу­
рах: Северо-Мубарекской ( X V I I , X V I , X V a ) , Карабаирской ( X V a ) ,
Хаджихайрамской ( X V a ) , Карактайской ( X V ) , Кызылраватской
( X V I ) и др. В большинстве случаев залежи являются газовыми
или газовыми с нефтяной оторочкой. Обнаружена газоконденсатная
залежь (Северный Мубарек, X V I I горизонт) и нефтяные залежи
с газовыми шапками (Джаркак, Шурчи, Акджар, Южный Мубарек,
Северный Мубарек и д р . ) .
В пределах Бухарской ступени к изучению юрских отложений
приступили сравнительно недавно. Изучение 3 . С. Ибрагимовым
(1960) пород известняковой свиты верхнего отдела юрской системы
из естественных обнажений, развитых в юго-западных отрогах
Гиссара (Куштанг, Байсун), позволяет говорить о их высокой тре­
щиноватости.
ъ
333
Преобладающая раскрытость трещин в известняках составляет
50—55 мк. Густота трещин равна 3 4 — 4 8 .
Изучение карбонатных пород в разрезах верхней юры западной
части Узбекистана, проведенное И. А. Щербаковой (1961) на место­
рождениях Джаркак, К а р а у л - Б а з а р , Сарыташ и других, показало,
что наиболее распространены открытые трещины, характеризу­
ющиеся шириной от 0,01 до 0,05 мм и слабой извилистостью.
Пористость пород колеблется от 1 до 1 0 % , плотность 2 , 3 9 —
2,90 г/см ,
проницаемость менее 1 мд, а по промысловым данным
на площадях Караул-Базар 59 мд, Джаркак 20 мд, Сарыташ
13 мд.
Промышленные притоки нефти и газа получены в скважинах,
расположенных в сводовых частях брахиантиклинальных структур
Д ж а р к а к , Караул-Базар, Сарыташ, Мамаджургаты и Сеталантепе.
Дебиты нефти колеблются от 2,5 до 60 т/сутки при 19-мм штуцере.
Абсолютно свободные дебиты г а з а изменяются от 23 до 1260 тыс.
м /сутки.
Широко распространены открытые трещины. Они приурочены
в основном к известнякам с кристаллической структурой. Откры­
тые трещины чаще всего узкие (0,03 мм), реже широкие (0,06 мм),
прямолинейные, слабоизвилистые, изредка прерывистые. Закрытые
трещины заполнены битумом или кристаллическим кальцитом.
По данным 3 . П. Сылкиной с сотрудниками наиболее высокие
коллекторские свойства присущи оолитовым и псевдоолитовым из­
вестнякам с гранулярной пористостью ( X V a горизонт месторождений
Северный и Южный Мубарек), доломитизированным известнякам
и доломитам (Учкыр,
Янгиказган)
В юго-западном и южном направлении от Бухарской ступени
комплекс юрских осадков значительно возрастает по мощности
и погружается на большие глубины. Продуктивные пласты келловея — Оксфорда надежно перекрыты соленосной толщей. Глубина
залегания кровли известняковой толщи верхней юры на большей
части Чарджоуской ступени не превышает 2500 м.
Чарджоуская ступень рассматривается весьма перспективной в свя­
зи с поисками нефти и газа в юрских отложениях. Промышленные
притоки газа получены на структурах Кемачи-Зекры, Фараб, К у л так, Памук, Уртабулак. Карбонатная формация верхней юры в пре­
делах Чарджоуской ступени вскрыта на больших глубинах под
мощной пачкой каменной соли и ангидрита. Карбонаты предста­
влены здесь главным образом плотными слабопористыми разностями.
Н а площадях Зекры, Айзават, Уртабулак пористость составляет
3 — 1 1 % , проницаемость менее 1 мд, трещинная проницаемость от
10 до 1000 мд и более.
Н а Фарабской структуре, расположенной в зоне Чарджоуской
ступени, в верхнеюрской известняковой толще (подсолевой ком­
плекс) при опробовании келловей-оксфордских отложений (2357—
2372 м) получен приток газа с конденсатом дебитом около 50 тыс.
м /сутки.
3
3
3
334
В верхне-, нижнемеловых отложениях Бухаро-Хивинской нефте­
газоносной области выделяются шесть основных продуктивных
горизонтов: X I I I (неоком), X I I (нижний альб — апт), X I a (средний
альб), X I (верхний альб), X (сеноман — верхний альб) и I X (сеноман). Кроме указанных горизонтов в ряде пунктов фиксируются
небольшие залежи газа в туронских и сеноманских отложениях
( V i l l a , V I I I , V I I горизонты).
Промышленная нефтегазоносность меловых отложений в пределах
Бухарской ступени установлена на месторождениях Газли, Т а ш к у д у к , Янгиказган, Южный Мубарек, Шурчи, Акджар, К а р а у л - Б а ­
зар, Сарыташ, Джаркак, Сеталантепе, Юлдузкак, Шуртепе, К а р а баир, Карактай и др.
В северо-западной части Чарджоуской ступени открыто У ч к ы р ское газоконденсатное месторождение, где продуктивными я в л я ю т с я
нижнемеловые отложения ( X I V , X I I I и X I I горизонты).
Наиболее крупным месторождением газа в зоне развития Б у х а р ­
ской ступени является Газлинское. В нем установлены газовые з а ­
лежи в X I I I , X I I , X I a , X I , X и I X горизонтах. В X I I I горизонте, кроме
того, имеется несколько газонефтяных залежей.
Основная промышленная газоносность месторождения Г а з л и
сосредоточена главным образом в сеноманских отложениях в е р х ­
него мела в пределах I X и X горизонтов и в меньшей степени в альбских осадках в X I I горизонте.
Промышленная газоносность в Газли связана с меловыми осад­
ками. Последние залегают на размытой поверхности, условно выде­
ленных здесь и нерасчлененных юрских образований или непосред­
ственно на породах дислоцированного и также нерасчлененного палео­
зойского фундамента. На большей части месторождения меловые
отложения перекрываются третичными осадками.
Месторождение приурочено к антиклинальному поднятию с у б ­
широтного простирания, осложненному в присводовой части двумя
куполами. Поднятие охватывает всю серию осадков мезо-кайнозоя. По всем отложениям антиклиналь имеет принципиально оди­
наковое строение и мощность большинства слагающих ее свит ме­
няется в одном и том же направлении, увеличиваясь преимуще­
ственно с северо-востока на юго-запад.
Коллекторами газа продуктивных горизонтов являются песчано-алевритовые породы. Продуктивные горизонты отделяются друг
от друга глинистыми разделами мощностью от 10 до 46 м. Песчано-алевритовые породы продуктивных горизонтов содержат линзы
и тонкие прослои глин, которые в верхних частях разреза встре­
чаются реже, а в нижних — чаще.
Характерной особенностью продуктивных пластов Газлинского
газового месторождения является преимущественное развитие в них
мелкозернистых в разной мере алевритистых аркозовых песчаников,
малое содержание в них пелитового цемента, слабоуплотненное
состояние, развитие локальных мелких стяжений карбонатов, чаще
кальцита, полуокатанность обломочных зерен, наличие в песчаных
335
породах мелких до микроскопических размеров линзочек и включе­
ний глин (Бурова, Лукшина, 1964).
G глубиной от I X горизонта к X I I I горизонту возрастает глини­
стость пластов, уменьшается их мощность и возрастает роль алеври­
товых коллекторов (см. табл. 28).
Т а б л и ц а
28
Средние данные о коллекторских свойствах газоносных пород
мелового возраста Газлинского месторождения
(по
Газонос­
ный
горизонт
I X
Корсакову
и
Порис­
тость
Проница­ Коэффициент
открытая, емость, мд газонасыщен­
ности
%
28
1500
0,73
X
28
ИЗО
X I
26
450
0 63
XIa
X I I
23
26
100
600
0,62
0,71
X I I I
23
200
0,67
0,70
Ханину,
1962)
Основная группа пород-коллекторов
Песчаники
мелкозернистые,
алев-
ритистые
Песчаники мелкозернистые,
алевритистые и алевритовые
Алевролиты
песчанистые и песча­
ники
мелкозернистые,
алевритовые
То же
Песчаники мелкозернистые,
алев­
ритовые и алевролиты песчанистые
Песчаники мелкозернистые, с про­
слоями алевролитов глинистых
Таким образом, коллекторами в зоне Бухарской ступени являются
песчано-алевритовые породы кварцево-полевошпатового состава, пре­
имущественно песчаники мелкозернистые, в различном количестве
содержащие алевритовую фракцию (0,10—0,01 мм).
G глубиной в отложениях мела роль коллекторов газа алеври­
тового типа значительно возрастает ( X I I и X I I I горизонты). Алевро­
литы из-за цементации глинистыми, карбонатными и железистыми
( X I I I горизонт) веществами обладают более низкой проницаемостью
по сравнению с песчаниками.
В X I I I и X I V горизонтах (сенон) наравне с печаниками мелко­
зернистыми, алевролитами и глинами встречаются гравелиты, пес­
чаники грубозернистые, сильно известковистые и глинистые (Шурчи,
Акджар). Подобные породы в тех же месторождениях встречены
и в юрских отложениях ( X V I горизонт, верхняя юра, X V I I горизонт,
средняя юра). По условиям образования породы-коллекторы и со­
путствующие им отложения мела и юры относятся к морским при­
брежным (горизонты I X , X , X I , X I a ) , прибрежно-морским ( X I I ,
X I V , X V , X V I ) , субконтинентальным и прибрежно-морским ( X I I I ,
XVII).
Горизонты выражены частым чередованием песчаных и глинистых
пород по площади месторождения, в особенности это характерно
для X I I I и X V I I горизонтов.
Породы-коллекторы I класса в основном широко развиты в I X
и X горизонтах месторождений Газли, Шурчи и Акджар, I I класса —
336
в X I I горизонте месторождений Газли и Ташкудук, I I I класса —
в X I I I горизонте ряда месторождений, I V класса — в X I V , X V ,
X V I и X V I I горизонтах месторождения Акджар и некоторых дру­
гих (Корсаков, 1965).
Для доминирующих классов пород-коллекторов характерны зна­
чительные колебания в величинах коэффициента газонасыщенности
от 0,54 (коллекторы I V к л а с с а , X V I горизонт, месторождение Ак­
джар) до 0,84 (коллекторы I класса, X горизонт, месторождение
Шурчи). Для пород-коллекторов I X , X и X I I горизонтов месторо­
ждения Газли коэффициент газонасыщенности составляет 0 , 7 0 —
0,73 (средние данные).
Содержание остаточной воды в породах-коллекторах месторо­
ждений газа Западного Узбекистана, сказывающееся на величине
коэффициента газонасыщенности, несмотря на высокую проница­
емость пород, все же сравнительно велико. Это объясняется аркозовым или близким к нему составом песчаных пород, плохой окатанностью зерен, значительным содержанием алевритовой фракции,
а также наличием в пористой системе наравне с крупными домини­
рующими порами группы пор тонких сечений. Кроме того, на оста­
точное водосодержгание также влияет присутствие глинистого и кар­
бонатного цементов, а также в ряде случаев микропрослоев глин
в песчаниках и алевролитах. Наличие микропрослоев и тонких про­
слоев глин в песчано-алевритовых породах сказалось на точности
установления коэффициента газонасыщенности геофизическими ме­
тодами (усредненные данные для пласта). Поэтому коэффициент
газонасыщенности пород того или иного горизонта, определенный
этими методами, оказался ниже, чем определенный по керну. Л а ­
бораторное изучение остаточной воды проводилось на образцах
песчано-алевритовых пород-коллекторов, тогда как при проведении
геофизических исследований разрезов скважин в интервалы изучения
попадали микропрослои и тонкие прослои глин, что искажало ре­
зультаты. В тех случаях, когда прослои глин среди пород-коллек­
торов отсутствовали или их содержание было незначительным, осо­
бенно при рассмотрении у з к и х интервалов разреза, результаты из­
мерения коэффициента газонасыщенности, полученные геофизиче­
ским и лабораторными методами, близкие.
22 Заказ 2211.
Глава
XV
П О Р О Д Ы - К О Л Л Е К Т О Р Ы ЮЖНО-КАСПИЙСКОГО
НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА
Южно-Каспийский нефтегазоносный бассейн не входит в состав
эпигерцинской платформы юга СССР и граничит с юга со СреднеКаспийским нефтегазоносным бассейном. К нему относят на западе
районы Куринской депрессии и на востоке — Западно-Туркменскую
впадину. К этому бассейну приурочены крупные нефтегазоносные
районы Азербайджана и Туркмении.
Западная часть Южно-Каспийского нефтегазоносного бассейна
В пределах юго-восточного погружения Большого Кавказа вы­
деляются три самостоятельные нефтегазоносные области — Прикаспийско-Кубинская, Шемахино-Кобыстанская и Апшеронская.
К а ж д а я из приведенных областей отличается по тектоническому
строению и перспективам нефтеносности.
Основные нефтяные и газовые ресурсы Азербайджана связаны
с мощным комплексом песчано-глинистых отложений продуктивной
толщи среднего плиоцена.
Перспективными для поисков нефти и газа являются мезозой­
ские отложения. Большой интерес представляют две зоны — Север­
ный и Центральный Кобыстан. С целью выяснения перспектив
нефтегазоносности мезозойских отложений многие исследователи
изучали их в зонах выходов на дневную поверхность и неглубокого
залегания. С юрскими отложениями связан ряд признаков нефте­
газоносности в пределах главным образом Тфанского и ТенгинскоБешбармакского антиклинориев. В Прикаспийско-Кубинской обла­
сти при бурении некоторых скважин на площадях Ялама, Афурджа,
Атачай, Кешчай в юрских отложениях были обнаружены нефтепроявления. На площади Бегимдаг Прикаспийского района выявлена
нефтегазоносность в карбонатных породах неокома.
Песчаные и алевритовые породы юры юго-восточного Кавказа
в основном относятся к плохо отсортированным образованиям полимиктового состава, в которых широко развиты процессы вторичного
338
минералообразования, в результате чего породы обладают низкой
проницаемостью.
А. Г. Алиев и Г. А. Ахмедов (1958) и другие исследователи в ы ­
деляют три зоны развития песчаных и алевритовых пород юры.
Северо-восточная зона охватывает в основном территорию Южного
Дагестана. В пределах зоны песчаные и алевритовые породы тоарского и байосского ярусов характеризуются пористостью от 3 до
3 0 % и проницаемостью от 16 до 53 мд.
В юго-западной зоне возможными породами-коллекторами могут
служить песчаные и алевролитовые породы аалена и байоса. В обна­
жениях в долинах рек Чагаджукчай, Кызылчай, Атачай и других
породы больше уплотнены, чем в предыдущей зоне. Пористость их
колеблется от 4 до 2 2 % , проницаемость не превышает 2 мд. В о з ­
можными коллекторами являются аташкинские песчаники ааленского яруса, хиналугские песчаники байоса и кызылказминские пес­
чаники титона.
В третьей зоне на южном склоне и Центральном поднятии Г л а в ­
ного хребта развиты песчаные и алевритовые породы юрского воз­
раста, характеризующиеся высокой плотностью и метаморфизмом.
Общая пористость большинства песчано-алевритовых пород не пре­
вышает 5 % , проницаемость близка к нулю. При наличии трещин
породы, залегающие в зоне прогиба на больших глубинах, могут
обладать благоприятными коллекторскими свойствами.
В пределах юго-восточного погружения
Большого К а в к а з а
меловые отложения представлены мощным комплексом терригенных
и карбонатных образований.
В Прикаспийско-Кубинской области (Шураабад) наиболее эф­
фективные нефтегазопроявления в песчано-алевритовых отложениях
альбского и аптского ярусов. Активные нефтегазопроявления на
площадях Северного Кобыстана приурочены к терригенным и кар­
бонатным отложениям баррема, сеномана, сантона, кампана и дата.
В разрезе мела юго-восточного К а в к а з а А. Г. Алиев, Г . А. Ах­
медов и другие выделяют ряд горизонтов, породы которых могут
рассматриваться как благоприятные коллекторы нефти и г а з а .
К подобным породам-коллекторам относят (снизу вверх): песчаники
и алевролиты валанжина, готерива, баррема и апта; кюлюлинские
песчаники и алевролиты верхнего альба, песчаные и алевролитовые
прослои кемишдагской свиты сеномана; песчаные и алевритовые
породы свиты кемчи верхнего турона — коньяка; песчаные и але­
вритовые породы юнусдагской свиты сантона — нижнего кампана;
песчаные и алевритовые породы агбурунской свиты верхнего кам­
пана — Маастрихта и песчано-алевритовые породы ильхидагской
свитът датского яруса.
Наиболее высокими коллекторскими показателями характери­
зуются породы альба, в особенности верхнем части альба — горизонт
кюлюлинских песчаников (мелко- и среднезернистые песчаники,
алевролиты, пески в чередовании с глинами). Пористость кюлюлин­
ских песчаных пород изменяется от 2 до 4 0 % , чаще от 5 до 3 5 % ;
22*
проницаемость, определенная по единичным образцам, достигает
300 мд. Отдельные скопления нефти и газа в пределах Азербайджана
обнаружены в трещиноватых породах площадей Астраханская,
Хильмили, Бегимдаг-Тегчай и др.
Основные залежи нефти в Азербайджане относятся к третичным
отложениям. Коллекторы третичных отложений были изучены
А . Г . Алиевым и Г. А. Ахмедовым (1958).
Образование осадочных пород в данной нефтегазоносной области
происходило одновременно с опусканием дна бассейна и интенсив­
ным размывом горных хребтов К а в к а з а . Это заключение увязывается
с большой мощностью (6—7 км) третичных отложений на территории
нефтеносных областей Азербайджана, пестротой минералогического
состава пород, плохой отсортированностью обломочного материала.
В с е это не могло не сказаться на коллекторских свойствах пород.
В разрезе палеоцена и эоцена нефтеносных областей Азербай­
джана заслуживающие внимания коллекторы нефти и газа отсут­
ствуют. Отложения майкопской свиты представлены в основном
глинистыми, песчано-алевритовыми и грубообломочными образова­
ниями.
В нижнем и верхнем М а й к о п е выделяются в основном три крупные
зоны, характеризующиеся довольно мощными прослоями песчаных
и алевритовых пород, с которыми в ряде случаев связаны промыш­
ленные залежи нефти и г а з а . Этими зонами являются Прикаспийско-Кубинская область, Центральный и Южный Кобыстан и Кировабадская область.
Мощность нижнего М а й к о п а в зоне третичной моноклинали ко­
леблется в пределах 165—175 ж, а в низменной части области она
достигает 200—220 м.
Нижний майкоп представлен глинами с частыми и тонкими
прослоями песков и песчаников. Верхний майкоп повсеместно
представлен глинами. В нижней части разреза верхнего М а й к о п а
в горизонте рики встречаются прослои песков и алевролитов. Мощ­
ность отложений верхнего М а й к о п а колеблется от 250 до 470 м.
Коллекторы М а й к о п а Прикаспийско-Кубинской области пред­
ставлены песчано-алевритовыми породами, залегающими в виде
тонких (от долей сантиметра до 10—20 см) прослоев среди глин.
По гранулометрическому составу породы-коллекторы относятся к але­
вритовым разностям, содержащим значительную примесь пелитовой
фракции.
Содержание пелитового и известковистого цемента повлияло
на коллекторские свойства пород. Пористость их колеблется от 2 до
30%
и в среднем составляет 1 6 — 1 9 % , проницаемость в среднем
равна 24 мд — для пород-коллекторов нижнего М а й к о п а и 46 мд —
для пород верхнего М а й к о п а .
В Кобыстано-Шемахинской области мощность М а й к о п а колеблется
от 900 до 1500 м. Песчано-алевритовые породы-коллекторы ниж­
него и верхнего М а й к о п а Кобыстано-Шемахинской области в среднем
имеют проницаемость примерно 60 мд; в пределах юго-западного
то
Кобыстана коллекторы верхнего М а й к о п а характеризуются более
высокой проницаемостью, равной в среднем около 200 мд, что с в я ­
зано с лучшей отсортированностью и окатанностыо обломочного
материала и кварцевым составом песчаных и алевритовых пород.
В пределах Кировабадской области песчаные прослои имеются
как в нижнем, так и в верхнем М а й к о п е . Породы в основном х а р а к ­
теризуются низкой проницаемостью в связи со слабой отсортирован­
ностью обломочного материала и цементацией кремнистым веще­
ством и карбонатом кальция. То же самое наблюдается в разрезе майкопа Ленкоранской области. В пределах Апшеронского полуострова
в разрезе верхнего М а й к о п а песчано-алевритовые отложения отсут­
ствуют, преобладают глины.
Чокракские и караганские отложения на Апшеронском полу­
острове в основном глинистые. Однако на северном крыле площади
Карадаг из песчаных прослоев чокрака получен промышленный
приток нефти с глубины 2680—2700 м.
В Прикаспийско-Кубинской области, в Южном Кобыстане, з а ­
падной части Апшерона и Ленкоранской области среди чокракских
глин встречаются песчано-алевритовые породы, сложенные плохо
окатанным и плохо отсортированным полимиктовым обломочным
материалом, содержащим известковый и глинисто-известковый це­
мент. Коллекторские свойства пород весьма изменчивы, встречаются
коллекторы высоких и низких классов, преобладают последние.
В караганском горизонте песчаные коллекторы с высокими свой­
ствами распространены в Прикаспийско-Кубинской области (II
и I I I класса) и с наиболее низкими в разрезе Ленкоранской области
(IV и V класса).
Отложения конкского горизонта, сармата, мэотиса и понта в пре­
делах нефтеносных областей Азербайджана представлены в основном
глинистыми породами. В Западном Азербайджане среди сарматских
отложений встречаются пески и песчаники.
На отложениях понтического яруса залегает продуктивная толща,
выраженная песчано-алеврито-глинистой фацией.
В пределах Центрального и Восточного Апшерона установлен
полный разрез продуктивной толщи. В настоящее время она расчле­
няется на следующие отделы и свиты: верхний отдел — I с у р а х а н с к а я
свита; I I сабунчинская свита, I I I балаханская свита; нижний от­
дел — I надкирмакинская глинистая свита ( Н К Г ) ; I I надкирмакинская песчаная свита ( Н К П ) ; I I I кирмакинская песчаная свита (КС),
IV подкирмакинская свита (ПС), V калинская свита (KaC).
Различные условия образований продуктивной толщи сказались
на распределении минералогических ассоциаций, сортированности
материала и изменении физических свойств не только в отдельных
нефтеносных областях, но и в пределах промысловых площадей.
На Апшеронском полуострове, в Кобыстане и Прикуринской
низменности продуктивная толща представляет собой серию пере­
слаивающихся в основном песчаных, алевритовых и глинистых
пород; наблюдается закономерное изменение коллекторских свойств
341
пород в сторону улучшения в восточном и юго-восточном направле­
ниях (Алиев, Ахмедов, 1958).
Лучшими коллекторами в продуктивной толще являются квар­
цевые пески. В свитах, характеризующихся многочисленными про­
слоями песков и песчаников, — подкирмакинской (ПК), надкирмакинской песчанистой (НПК) и балаханской — содержание кварца
местами достигает 9 0 % и более. Породы здесь характеризуются также
хорошей отсортированностыо, высокой степенью окатанности зерен
и слабой цементацией. Все это обусловливает сравнительно высокие
коллекторские показатели пород Апшеронской нефтегазоносной обла­
сти. Калинская свита распространена в юго-восточной части Ашперона и южной части апшеронского архипелага (Сураханы, Карачух у р , К а л а , Гюргяны-море, Туркяны, о. Жилой, Нефтяные Камни
и др.).
По характеру распределения песчаных и алевритовых прослоев
выделяются подсвиты нижняя (150—160 м ) , средняя (40—50 м) и верх­
няя (55—60 м ) .
Коллекторы калинской свиты сложены сравнительно слабоотсортированным материалом, преимущественно мелкозернистым, пес­
чаным, который располагается среди глин в виде прослоев мощностью
от долей миллиметра до 4—5 м и более. Они характеризуются пори­
стостью в среднем 1 6 % и проницаемостью от 100 до 500 мд. Породыколлекторы содержат известковистый цемент ( 1 3 % ) и глинистый
(7-10%).
Подкирмакинская свита шире распространена по площади, чем
калинская. Свита представлена в основном песками и песчаниками,
залегающими в виде слоев мощностью 2 м и более. На площадях
Сабунчи-Раманы и Сураханы мощность свиты составляет 90—100 м
и более.
Породы подкирмакинской свиты характеризуются проницаемо­
стью в среднем 300 мд (Нефтяные Камни — 900 мд; Балханы-Сабунчи-Раманы — 500 мд) и пористостью от 3,5 до 4 5 % , в среднем
21%.
Кирмакинская свита является одной из наиболее широко рас­
пространенных свит продуктивной толщи Апшеронского полу­
острова. Она представлена тонким чередованием песков, алевролитов
и глин. Отложения свиты характеризуются резкой фациальной из­
менчивостью как по разрезу, так и по площади.
Мощность кирмакинской свиты в пределах Апшеронского полу­
острова изменяется в больших пределах: от нуля на западе (район
Гездокской мульды) до 175—300 м на востоке (о. Жилой, Гюргяны).
Содержание песчаных и алевритовых пород КС приблизительно
равно 5 5 % . Песчаные и алевритовые породы представлены кварцем
( 2 0 — 8 0 % ) , полевыми шпатами ( 2 0 — 6 0 % ) , обломками глинистых,
кремнистых и карбонатных пород (до 4 0 % ) , реже отмечается в у л к а ­
ническое стекло (до 2 0 % ) и др. (Алиев, Ахмедов, 1958). Кирмакинская
свита отличается преобладанием в ней среднепроницаемых (в основ­
ном не более 150 мд) алевритовых коллекторов пористостью в сред342
нем 2 0 % . Однако средняя проницаемость пород свиты в районе В о с ­
точного Апшерона составляет примерно 0 , 5 — 1 , 0 д. Кирмакинская
свита характеризуется высокими показателями продуктивности.
Содержание карбонатного цемента в породах-коллекторах свиты
колеблется от 3 до 4 3 % , составляя в среднем 1 6 % .
Надкирмакинская песчаная свита является одной из наиболее
распространенных. По характеру разреза Н К П имеет сходство
с ПК. Средняя мощность свиты равна 40 м.
Породы-коллекторы свиты Н К П обладают хорошей и средней
проницаемостью. В толще свиты алевритовые породы встречаются
реже, чем песчаные. Пористость коллекторов свиты составляет
2 3 % и проницаемость 1400 мд (средние данные).
Надкирмакинская глинистая свита на Апшеронском полуострове
пользуется еще большим распространением, чем подстилающая
ее свита Н К П . Мощность свиты Н К Г в северной части полуострова
(Кюрдаханы) равна 15—20 ж, а в южной — (Зых) достигает 4 0 —
50 м] в западной и восточной частях Апшерона мощность свиты
Н К Г 110—120 м.
Свита Н К Г в основном глинистая, с маломощными прослоями
мелкозернистых песков и алевролитов полевошпатово-кварцевых
(полевых шпатов 1 8 % , кварца 6 0 % ) , содержащих известковистый
цемент от долей процента до 3 0 % . Прослои песков и алевролитов
распространены главным образом в низах свиты. Наиболее высо­
кая карбонатность пород-коллекторов свиты Н К Г наблюдается
на площадях Аташкя ( 2 1 % ) , Пута ( 2 1 % ) и Локбатан ( 1 7 % ) ; общая
пористость (средняя) составляет 2 5 % и проницаемость 400 мд.
Промышленная газоконденсатность Карадагского месторожде­
ния связана с горизонтами V I I и V I I a свиты перерыва.
По данным В . Т . Аванесова и Л . В . Минзберг (1960), горизонт
V I I в основном сложен глинисто-алевритовыми песками, песчани­
ками мелко- и среднезернистыми (песчаная фракция 5 3 % , глинистая
2 0 % ) кварцево-полевошпатового состава (кварца 6 0 % , полевых
шпатов 1 2 % ) . Средняя пористость 1 3 , 8 % , проницаемость 60 мд,
остаточная водонасыщенность 3 7 % . Карбонатность пород в среднем
составляет 1 5 , 5 % , достигая в отдельных случаях 3 5 % . Содержание
конденсата в керне равно 5 % . Пониженная пористость и проницае­
мость связаны с цементацией пород карбонатным и глинистым ве­
ществами.
Горизонт V I I a представлен теми же породами, что и горизонт V I I .
В породах содержится в среднем 6 4 % песчаной и 1 9 % глинистой
фракций. Средняя пористость 1 2 % , проницаемость 72 мд, карбо­
натность 1 6 , 4 % (при колебаниях от 8 до 2 9 % ) и остаточная водо­
насыщенность 3 2 % . Содержание конденсата в керне 1 0 % .
Невысокие коллекторские показатели пород зависят от цемента­
ции последних карбонатным и глинистым материалом (от 5 до 3 2 % ,
в среднем 1 6 % ) . Породы-коллекторы свит верхнего отдела продук­
тивной толщи в основном относятся к среднепроницаемым, а на пло­
щади Карачухур — к хорошо проницаемым.
343
Б а л а х а н с к а я свита составляет мощную толщу чередующихся
песчаных, алевритовых, глинистых и неотсортированных пород,
которые распространены по всему Апшеронскому полуострову.
В центральных и восточных районах полуострова песчаные и алеври­
товые породы составляют 8 0 — 9 0 % , суммарной мощности балаханской свиты.
Песчаные и алевритовые породы балаханской свиты сложены
плохо отсортированным обломочным материалом, содержащим раз­
личное количество тонких фракций. Известковый цемент присут­
ствует в количестве около 1 1 % . Общая пористость пород составляет
2 2 % и проницаемость 250 мд.
Сабунчинская свита, залегающая над балаханской, по своему
строению похожа на последнюю. Преобладающими коллекторами
являются алевритовые разности. Породы характеризуются относи­
тельно хорошо отсортированным обломочным материалом. Пески
и песчаники сабунчинской свиты тонко- и мелкозернистые, встре­
чаются в виде прослоев мощностью до 3 м. Мощность отложений
сабунчинской свиты составляет от 250 до 400 м. Средняя карбонат­
ность пород свиты 1 3 % , пористость 2 6 % и проницаемость 180 мд.
Относительно повышенные значения проницаемости пород-коллек­
торов площадей Карачухур — 454 мд, Бузовны — 340 мд и Сура­
ханы — 260 мд.
Сураханская свита завершает разрез продуктивной толщи Апше­
ронского полуострова. Она носит более глинистый характер по срав­
нению с другими свитами продуктивной толщи. Песчаные и алеври­
товые породы встречаются в виде прослоев мощностью от 0,1 до
2—3 м. Породы-коллекторы сложены в основном хорошо отсортиро­
ванным обломочным материалом, в них преобладает алевритовая
фракция. Средняя карбонатность коллекторов 1 4 % , а для отдельных
прослоев достигает 3 0 — 4 0 % . Содержание глинистого цемента в сред­
нем колеблется от 10 до 1 5 % , пористость (средние данные) 2 5 % и про­
ницаемость 83 мд. Наибольшие значения проницаемости (160 мд)
отмечаются для коллекторов сураханской свиты Бузовнинской пло­
щади.
В Кобыстане и Прикуринской низменности увеличивается гли­
нистость продуктивной толщи разреза, уменьшается степень окатанности обломочных частиц и изменяется минералогический состав
пород по сравнению с Апшеронским полуостровом.
Песчаные и алевритовые породы свит продуктивной толщи При­
куринской низменности и Кобыстана обычно сцементированы гли­
нистым и известковым цементами. Их проницаемость колеблется
от нескольких до 100 миллидарси, иногда 500 мд и более.
Акчагыльские отложения представлены преимущественно гли­
нистыми образованиями с тонкими пропластками мелкозернистых
полимиктовых песчаников и алевролитов, обладающих проницае­
мостью 100—500 мд.
Апшеронские отложения Азербайджана характеризуются резкой
фациальной изменчивостью. Нижний апшерон глинистый, средний
344
содержит мощные прослои песчаников и алевролитов, верхний
состоит из обломочных ракушняковых известняков.
На Апшеронском полуострове притоки нефти получены из по­
род-коллекторов средней части апшеронского яруса на южном крыле
Балахано-Сабунчино-Раманинской антиклинали, на сводах Сураханской, Калинской и на крыле Бибиэйбатской антиклинальных
структур.
В Прикуринской низменности притоки нефти и газа были у с т а ­
новлены в песчаных и алевритовых породах всех трех подъярусов.
Нижний апшерон в пределах Прикуринской низменности в ос­
новном представлен глинистыми породами.
Средний апшерон представлен неравномерным чередованием пес­
ков, алевритов, песчаников и глин. Наиболее мощные пласты по­
род-коллекторов в 25—30 м с лучшими коллекторскими свойствами
развиты в среднем апшероне Кюровдагской, Мишовдагской и Малохараминской площадей (средняя проницаемость 700 мд, пористость
3 0 % ) . Верхний апшерон, имеющий ограниченное распространение,
представлен глинами с прослоями известняков и песчано-алеврито­
вых пород. Проницаемость коллекторов колеблется от 220 до 1500 мд
и пористость — от 30 до 3 4 % .
Маломощные коллекторы (песчанистые алевриты) нижнего ап­
шерона характеризуются средней пористостью 2 3 % и проницаемо­
стью 350 мд (средние данные), среднего апшерона — соответственно
3 8 % и 600 мд и верхнего апшерона 2 6 % и 320 мд (Мишовдаг, Кюровд а г , Каламадин, Малый Харами и другие площади).
В Кобыстане общая пористость коллекторов среднего апшерона
колеблется в пределах 1 6 — 2 4 % , проницаемость слабоуплотненных
песков — от 25 до 450 мд, слабо сцементированных разностей —
от 50 до 200 мд.
Алевриты и алевролиты характеризуются пористостью 1 5 — 2 1 %
и проницаемостью 15—150 мд.
Район Бакинского архипелага является одной из зон широкого
развития отложений апшеронского яруса. В разрезе среднего и в е р х ­
него апшерона имеются прослои песчаных и алевритовых пород
с благоприятными коллекторскими свойствами.
Восточная
часть
Южно-Каспийского
нефтегазоносного
бассейна
Восточная часть Южно-Каспийского нефтегазоносного бассейна
отвечает Западно-Туркменской депрессии, представляющей собой
глубокий прогиб, в котором мощность осадочных образований со­
ставляет свыше 15 тыс. м. На востоке эта впадина ограничивается
складчатыми сооружениями Копет-Дага, на севере — К у б а д а г - Б о л ь ше-Балханским горным сооружением, на юге — северными отро­
гами горного сооружения Эльбрус.
Ю. Н. Годин (1957) выделил в Западно-Туркменской нефтегазо­
носной области Прибалханскую депрессию, Буйдалинскую переход­
ную зону, Кеймир-Чикишлярскую депрессию, Мессарианскую зону
меловых и палеогеновых складок, Кызылатрекскую депрессию и зону
345
погружения антиклиналей Западного Копет-Дага. В дальнейшем
тектоническое строение было уточнено (Дикенштейн, 1965).
Западно-Туркменская впадина выполнена мощным комплексом
аытропогеновых, неогеновых, палеогеновых и мезозойских отло­
жений. Наиболее развиты неогеновые образования.
В Прибалханской и Чикишлярской депрессиях распространены
отложения понтического я р у с а , красноцветной толщи, акчагыльского
и апшеронского ярусов.
Красноцветная толща, мощность которой достигает на антикли­
налях 2500 м, а в синклиналях еще больше, выражена переслаива­
нием песков, песчаников, алевролитов и глин. Акчагыльские и апшеронские отложения суммарной мощностью до 1000 м представлены
глинами, содержащими прослои песков.
В пределах Западно-Туркменской депрессии зоны относительных
прогибов и поднятий осложнены дизъюнктивными и пликативными дис­
локациями иногда с мощными проявлениями грязевого вулканизма.
В Западной Туркмении имеется ряд нефтяных месторождений,
которые разделяются в основном на две группы: северную, Прибалх а н с к у ю , и южную, Чикишляр-Кеймирскую. Отдельно расположено
нефтяное месторождение, известное на полуострове Челекен. Про­
мышленный горизонт залегает здесь в кровле красноцветной толщи,
которая сопоставляется с продуктивной толщей Азербайджана.
Она представлена глинами кирпично-красного цвета с песками и тон­
кими прослоями вулканического пепла в верхней части разреза.
Общая мощность красноцветной толщи составляет 2100—2500 м.
Нефтеносность зафиксирована в песках бакинского яруса, в породах
среднего и нижнего апшерона.
Челекенское месторождение представляет собой брахиантиклинальную складку размерами 45 X 15 км почти широтного прости­
рания, продолжающуюся на запад под водами Каспийского моря.
Складка расчленена многочисленными сбросами. Крупными нару­
шениями она разделена в основном на три участка: Западный Челе­
к е н , Алигул и Дагаджик. Наиболее изучены участки Дагаджик
и Западный Челекен.
Нефтяные залежи на Дагаджике приурочены к верхней и средней
частям красноцветной толщи; в ней выделяют семь горизонтов: I ,
l a , I I , I I I , I V , V и V I . Песчано-алевритовые породы-коллекторы
характеризуются пористостью 2 1 % и проницаемостью около 200 мд.
Нефтяные залежи на Алигуле приурочены к нижней части крас­
ноцветной толщи. Здесь выделяют (сверху вниз) продуктивные гори­
зонты V I , V I I , V I I I . Пористость составляет около 1 8 % и прони­
цаемость 15 мд.
На Западном Челекене продуктивные горизонты выявлены в верх­
ней, средней и нижней частях красноцветной толщи; выделяются
горизонты I I I , IV, V, V I , V I I , V I I I , V i l l a . Коллекторы характери­
зуются пористостью 1 5 — 1 8 % и проницаемостью 15—40 мд.
К Прибалханской группе нефтяных площадей относятся Челе­
кен, Небит-Даг, Монжуклы, Б о я - Д а г , Кум-Даг, Июрджа, У р у н 346
джук, Кызыл-Кум (газоконденсатное). В разведке находятся площади
Барса-Гельмес и Овал-Товал. Нефтяные залежи приурочены к пес­
чаным отложениям апшерона, акчагыла, красноцветной толщи
(Аманов, 1 9 5 9 , 1 9 6 4 ) .
Коллекторские свойства песчаных плиоценовых пород Прибалханской депрессии Юго-Западной Туркмении структур Челекен,
Ленинское (Котуртепе), Небит-Даг, Монжуклы, У р у н д ж у к , КумД а г , Каратепе и Боя-Даг рассмотрены в работе Л . П. Марковой
и Р . А. Гнатгок ( 1 9 5 9 ) . В разрезе плиоцена Прибалханского района
среди коллекторов преобладают мелкозернистые пески и алевриты.
Пористость этих пород колеблется в широких пределах: песков
и алевритов от И до 4 1 % , песчаников и алевролитов, содержащих
большое количество известкового цемента, от 3 до 1 9 % . Наиболее
часто встречающиеся значения пористости песков и алевритов в крас­
ноцветной свите колеблются от 1 7 до 2 4 % (средневзвешенная 2 1 , 5 % ) ,
в акчагыльском ярусе от 2 0 до 2 7 % (средневзвешенная 2 4 , 6 % ) ,
в апшеронском ярусе от 2 2 до 2 9 % (средневзвешенная 2 8 , 6 % ) . Д л я
песчаников и алевролитов они варьируют в пределах в красноцвет­
ной свите от 6 до 1 2 % (средневзвешенная 1 0 % ) и в акчагыльском ярусе
от 5 до 7 % . Пористость песков и алевритов снижается от более моло­
дых к более древним отложениям. Проницаемость песков кресноцветной свиты колеблется от 0 , 0 1 до 0 , 8 5 д. Наиболее часто встречающиеся
значения проницаемости равны 0 , 1 — 0 , 3 д. Средняя проницаемость
песков по отдельным структурам колеблется от 0 , 1 8 7 (Западный
Челекен, нижний отдел красноцветной свиты) до 0 , 4 0 д (Дагаджик,
верхний отдел красноцветной свиты).
Цементация песчаников и алевролитов известково-глинистым
материалом снижает их пористость и проницаемость.
Исследования Л . П. Марковой и Р . А. Гнатюк ( 1 9 5 9 ) показали,
что карбонатность плиоценовых отложений в общем возрастает
к центру Прибалханской депрессии, а на отдельных локальных
структурах третьего порядка она увеличивается от свода складок
к периферии.
Ленинское (Котуртепе) месторождение нефти расположено между
Челекеном и Небит-Дагом. Складка разбита на пять блоков. Про­
мышленная газонефтеносность площади установлена в 1 9 5 6 г. Нефтесодержащая красноцветная свита (верхи) залегают на глубине
1 5 0 0 — 1 8 0 0 м. Кроме нефтенасыщенных пластов красноцветной
свиты вскрыт нефтенасыщенный пласт в акчагыльских (горизонт I I )
и апшеронских (горизонты l a , I ) породах. Газовые залежи устано­
влены в горизонтах 1 6 и I B апшеронского возраста.
В отложениях апшеронского яруса промышленная нефтегазо­
носность установлена в нижнем подъярусе (I горизонт) и в среднем
подъярусе (Ia горизонт). Проницаемость песчаных прослоев дости­
гает 0 , 0 5 д.
Горизонты I , I a и I I лито логически изменчивы и обнаружены
не во всех частях месторождения. Мощность песчаных пластов
с тонкими прослоями глин достигает 4 0 м. Проницаемость песчаных
347
пород пласта изменяется от 0,05 до 0,11 д, пористость составляет
1 6 — 1 9 % . В отложениях акчагыльского яруса выделен I I горизонт,
сложенный песчаными прослоями, мощностью 3—10 м.
С резким угловым несогласием апшеронские отложения перекры­
ваются осадками постплиоценового возраста. В верхней части раз­
реза красноцветной свиты выделяется ряд горизонтов (снизу вверх):
I V , V , I V , I l i a , I I I мощностью от 55 до 170 м каждый. Мощность
отдельных песчаных пластов в горизонтах изменяется от 4 до 25 м,
мощность глинистых разделов достигает 10 м и более. Накопление
красноцветных осадков происходило в дельтовых условиях.
Проницаемость пород пласта изменяется от 0,02 до 0,07 д.
По данным исследования на приток проницаемость продуктивных
пластов колеблется от 0,4 до 3,1 д. В сводовой части I I I и I I гори­
зонтов установлены газовые шапки. Режим залежей IV, I H a гори­
зонтов водонапорный, I I I горизонта газовой шапки с активным
влиянием контурных вод (Бабенко, 1962).
На месторождении Барса-Гельмес промышленная нефтеносность
установлена во I I горизонте акчагыльских отложений и I I I , H I a
горизонтах верхней части красноцветной толщи. Продуктивные
пласты представлены чередованием песков, алевритов и глин. По­
ристость пород-коллекторов равна 1 8 — 2 2 % , проницаемость пород
I I горизонта 45 мд, I I I горизонта 90—230 мд (Дикенштейн и др., 1965).
В пределах Чикишлярской впадины выявлен ряд локальных
поднятий, представляющий большой интерес с точки зрения поисков
нефти и газа в плиоценовых отложениях.
В нижней части красноцветной толщи приурочена промышленная
нефтегазоносность месторождений Окарем и Камышлджа в Гогряньдаг-Окаремской зоне поднятий.
В этих отложениях условно выделяются два отдела: верхний,
песчано-глинистый, и нижний, преимущественно глинистый с про­
слоями песков и алевролитов. Мощность верхнего отдела толщи
на Окареме и Камышлдже 800—1000 м. Вскрытая мощность нижнего
отдела составляет 1000—1200 м. Нефть и газ в этих месторождениях
залегают на глубине более 2500 м.
При опробовании разведочных скважин в Окареме были полу­
чены фонтанные притоки нефти (до 470 ml сутки) и газа (500 тыс.
M Iсутки).
В Камышлдже первая же разведочная скважина дала
320 т/сутки нефти и 50 тыс. м 1сутки газа через 10-миллиметровый
штуцер (Мурзаханов, 1962).
Средневзвешенное значение открытой пористости песков и алев­
ролитов красноцветной толщи в Окареме 2 3 % , песчаников и алевро­
литов 1 2 % .
В Камышлдже подобная пористость песков той же толщи соста­
вляет 2 8 % , песчаников 1 0 , 5 % и алевролитов 9 % . Проницаемость
песков, отобранных из низов красноцветной толщи Окарема, изме­
няется от 0,33 до 0,61 д, алевритов от 0,01 до 0,80 д и алевролитов
от 0,005 до 0,085 д. Проницаемость песков из низов красноцветной
толщи Камышлджи изменяется от 0,10 до 0,60 д.
Z
3
348
Л И Т Е Р А Т У Р А
А б р а м о в а
Е.
А.
Аутигенные минералы в девонских
отложениях
Минусинской и Назаровской впадин, и х влияние на пористость пород.
Мате­
риалы по геологии и нефтеносности области Минусинских
впадин.
Изд-во
А Н С С С Р , 1959.
А в а н е с о в В.
Т.,
M и н з б е р г
Л.
В.
К вопросу исследования
к о л л е к т о р с к и х свойств пород горизонтов V I I и V I I a п л о щ а д и Карадаг.
Труды
А з Н И И Д Н , в ы п . 10, 1960.
А в д у с и н
П.
П.
Глинистые осадочные породы. Изд-во А Н
СССР,
1953.
А в д у с и н
П.
П.,
Ц в е т к о в а
М.
А.
О классификации коллекто­
р о в н е ф т и . Д А Н С С С Р , т. 61, № 2, 1943.
А в д у с и н
П.
П.,
Ц в е т к о в а
М.
А.,
К о н д р а т ь е в а
В.
Г.
Литология и фации палеозойских отложений Саратовского и
Куйбышевского
П о в о л ж ь я . И з д - в о А Н С С С Р , 1955.
А в р о в
В.
Я.,
Б л и н н и к о в
И.
А. и др. Прогноз
газоносности
С С С Р . Г о с т о п т е х и з д а т , 1963.
А д а м о в
Г.
А.
Двучленная
формула
сопротивления пористых
сред.
Т р у д ы В Н И И Г а з . Вопросы добычи, транспорта и переработки природных га­
з о в , 1951.
А л и е в
А . Г.,
А х м е д о в
Г. А . К о л л е к т о р ы н е ф т и и газа м е з о з о й с к и х
и т р е т и ч н ы х о т л о ж е н и й А з е р б а й д ж а н а . А з н е ф т е и з д а т , 1958.
А л и е в
А.
Г.,
Д а и д б е к о в а
Э.
А.
Осадочные породы
Азербай­
джана. Азнефтеиздат,
1955.
А м а н о в
С.
Битуминозность и коллекторские свойства пород а к ч а г ы л ь ского яруса некоторых разведочных площадей Прибалханского района в связи
с п е р с п е к т и в а м и и х н е ф т е г а з о н о с н о с т и . И з в . А Н Т у р к м С С Р , № 6, 1959.
А м а н о в
С. А к ч а г ы л ь с к и е о т л о ж е н и я П р и б а л х а н с к о г о района и и х н е ф ­
т е г а з о н о с н о с т ь . Т у р к м е н и з д а т , 1964.
А м и к с
Дж.,
Б а с c
Д.,
У а й т и н г
Р.
Физика нефтяного пласта.
Гостоптехиздат,
1962.
А н т о н о в
П.
Л.
О диффузионной
проницаемости
некоторых глини­
стых г о р н ы х пород. Геохимические методы поисков нефти и газа. Г о с т о п т е х и з ­
д а т , 1954.
А н т о н о в
Д.
А.,
Б е р е з и н
В.
М.
Н о в ы й метод определения с о ­
держания
остаточной
воды
в
образцах
горных
пород.
Труды
У ф Н И И ,
в ы п . I I , 1957.
А щ и р о в
К.
Б.
Об условиях залегания нефти в карбонатных породах
С р е д н е г о П о в о л ж ь я . Г е о л о г и я н е ф т и и г а з а , № 10, 1960.
Б а б а л я н
Г.
А.
В о п р о с ы м е х а н и з м а н е ф т е о т д а ч и . А з н е ф т е и з д а т , 1956.
Б а б е н к о
К.
К.
Основные черты геологического строения и нефтенос­
ности Ленинского месторождения Туркменской ССР. Геология нефти и газа,
№ 11, 1 9 6 2 .
Б а г о в
М.
С ,
P е м н е в Б.
Ф.
К интерпретации результатов иссле­
дования кернов верхнемеловых отложений месторождения Карабулак-Ачалуки.
349
Вопросы геологии и разработки нефтяных месторождений. Т р у д ы
ГрозНИИ,
вып. V ,
1959.
Б а г р и н ц е в а
К.
И.
Изучение керна
трещиноватых
карбонатных
пород с помощью ультразвуковой и люминесцентной дефектоскопии.
Разведка
и о х р а н а н е д р , № 3, 1963.
Б а г р и н ц е в а
К.
И.,
К о з л о в ц е в а 3. И .
К вопросу определе­
ния
сорбционной
способности пород-коллекторов
по
отношению к
метану.
Ф и з и к а г а з о в ы х п л а с т о в . Т р у д ы В Н И И Г а з , в ы п . 20/28, 1964.
Б а к и р о в
А.
А.
Геология нефтегазоносных
областей и
нефтяные
м е с т о р о ж д е н и я С р е д н е г о и Б л и ж н е г о В о с т о к а . Г о с т о п т е х и з д а т , 1957.
Б а к и р о в
А.
А.
О классификации и геотектонических закономерно­
с т я х р а з м е щ е н и я к р у п н ы х т е р р и т о р и й ( р е г и о н а л ь н ы х зон) нефтегазонакопления
в з е м н о й к о р е . Т р у д ы М И Н Х и Г П , в ы п . X X I V , 1959.
Б а к и р о в
А.
А.
Геотектоническое районирование территории Т у р а н ­
с к о й п л и т ы С р е д н е й А з и и , ее к р у п н ы е г е о с т р у к т у р н ы е э л е м е н т ы и и х к л а с с и ­
фикация. Геологические условия и основные закономерности размещения ско­
п л е н и й нефти и газа в пределах
э п и г е р ц и н с к о й п л а т ф о р м ы ю г а С С С Р , т . 1.
Г о с т о п т е х и з д а т , 1963.
Б а р е н б л а т т
Г.
И.,
Ж е л т о в
Ю. П.
Об основных
уравнениях
фильтрации однородной жидкости в трещиноватых горных породах. А Н
СССР,
т . 123, № 3, 1960.
Б а т у р и н
В.
П.
Новый
метод и з у ч е н и я песчано-алевритовых осад­
к о в . Д А Н С С С Р , т. X X X V I I , № 2, 1942.
Б а т у р и н
В.
П.
Петрографический анализ геологического прошлого
п о т е р р и г е н н ы м к о м п о н е н т а м . И з д - в о А Н С С С Р , 1947.
Б е г и ш е в
Ф.
А.,
В а х и т о в
Г.
Г. и д р . Р е г у л и р о в а н и е процессов
разработки горизонта
Д
Ромашкинского месторождения. Геология нефти
и
г а з а , № 10, 1963.
Б о г о м о л о в а
А.
Ф.
Определение удельной поверхности песчаников
методом случайных секущих. Экспериментальные исследования в области раз­
работки
глубоких
нефтяных
и
газовых
месторождений.
Изд-во
«Наука»,
1964.
Б о г о м о л о в а
А.
Ф.,
О р л о в а
Н.
А.
Количественная характери­
стика с т р у к т у р ы порового пространства. Ж у р н а л прикладной математики
и
т е х н и ч е с к о й ф и з и к и , № 4, 1961.
Б о р т н и ц к а я
В.
М.
Коллекторские
свойства пород
Долинского
нефтяного месторождения. Вопросы геологии нефтегазоносных районов У к р а и н ы .
Т р у д ы У к р Н И Г Р И , в ы п . I I I , 1963.
Б о р т н и ц к а я
В.
M.,
Ч е р н я к
Н.
И.
Характеристика коллект о р с к и х свойств газоносных палеогеновых пород Т а р х а н к у т с к о г о полуострова.
Н о в о с т и н е ф т я н о й и г а з о в о й т е х н и к и , г е о л о г и я , № 5, 1962.
Б р о д
И.
О.
Залежи нефти и газа, формирование и классификация.
Гостоптехиздат,
1951.
Б р у н а у э р
С.
А д с о р б ц и я г а з о в и п а р о в ( п е р е в о д ) , т . 1. И Л ,
1948.
Б у л а ч
М.
X.
О трещиноватости меловых отложений
Чечено-Ингуш­
ской А С С Р в связи с изучением и х к о л л е к т о р с к и х свойств. Исследования тре­
щиноватых
горных пород и их
коллекторских
свойств.
Труды
В Н И Г Р И ,
в ы п . 165, 1961.
Б у л а т о в
В.
В.
Механика разрушения горных пород при сверхглу­
боком бурении. Изд-во «Наука»,
1966.
Б у р о в а
Е.
Г.,
Л у к ш и н а В.
И. Основные типы газовмещающих
пород
I X и X продуктивных горизонтов
Газлинского месторождения и глав­
ные факторы, определяющие и х коллекторские показатели. Физика
газовых
пластов. Изд-во «Недра»,
1964.
В а с и л ь е в
В.
Г.,
E л о в н и к о в
С.
И.,
Х а н и н
А.
А. Коллек­
торские свойства нефтегазоносных и перспективных на нефть и газ горизонтов
н а т е р р и т о р и и С С С Р . Н е ф т е г а з о в а я г е о л о г и я и г е о ф и з и к а , № 6, 1963.
В а с и л ь е в
В.
Г.,
Х а н и н
А.
А.
и др. Геологические основы и н ­
тенсификации притока газа в э к с п л у а т а ц и о н н ы х и разведочных
скважинах.
И н т е н с и ф и к а ц и я добычи газа из газовых с к в а ж и н . М а т е р и а л ы сессии н а у ч н о 1
350
т е х н . с о в е т а М и н г а з п р о м а о т 2 — 2 3 д е к а б р я 1 9 6 5 г. Ц е н т р н а у ч н о - т е х н . и н ф о р м а ­
ция Мингазпрома,
1966.
В а с с о е в и ч
Н.
Б.
Опыт построения типовой кривой
гравитацион­
ного
уплотнения глинистых осадков. Новости нефтяной техники,
геология,
№ 4, 1960.
В е н д е л ь ш т е й н
Б.
Ю.
Исследование разрезов н е ф т я н ы х и г а з о в ы х
с к в а ж и н м е т о д о м с о б с т в е н н ы х п о т е н ц и а л о в . И з д - в о « Н е д р а » , 1966.
В е н д е л ь ш т е й н
Б.
Ю.,
Л а р и о н о в
В. В. И с п о л ь з о в а н и е д а н ­
н ы х поомысловой геофизики п р и подсчете запасов нефти и газа. И з д - в о « Н е д р а » ,
1964.
В и л л и
М.
Р.,
Г р е г о р и
А.
Р. П а р а м е т р п о р и с т о с т и н е с ц е м е н т и ­
рованной пористой среды; влияние формы частиц и степени цементации. В о п р о с ы
промысловой геофизики. Гостоптехиздат,
1957.
В и с с а р и о н о в а
А.
Я.,
Т ю р и х и н
А.
М. Нефтеносные
гори­
зонты в карбонатной толще девона и карбона Башкирии. Геология, разведка и
эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Т р у д ы У ф Н И И , вып.
I X — X ,
1963.
В л а д и м и р о в
Б.
В.
Прибор для
определения пористости
пород
в п о л е в ы х у с л о в и я х . П о л е в а я и п р о м ы с л о в а я г е о х и м и я , в ы п . 1. Г о с т о п т е х и з д а т ,
1953.
В о л л а р о в и ч
М. П . Исследование у п р у г и х свойств горных п о р о д п р и
высоких всесторонних давлениях. Физические свойства горных пород п р и высо­
к и х д а в л е н и я х . Т р у д ы И н - т а ф и з и к и З е м л и А Н С С С Р , в ы п . 23 ( 1 9 0 ) .
Г а б р и э л я н ц
Г.
А.
Геология и газоносность Ц е н т р а л ь н ы х
Караку­
мов. И з д - в о « Н е д р а » ,
1965.
Г е й м а н М. А . , С т о л я р о в
А. Д . Об определении пористости и к а ж у ­
щ е г о с я у д е л ь н о г о веса п о р о д н е ф т я н ы х
коллекторов.
Нефтяное
хозяйство,
№
11,
1950.
Г м и д
Л.
П.
Результаты
литолого-петрографического
исследования
трещиноватых пород палеозоя Башкирского П р и у р а л ь я ,
Южно-Минусинской
впадины и Иркутского амфитеатра. Трещиноватые породы и и х коллекторские
с в о й с т в а . Т р у д ы В Н И Г Р И , в ы п . 121, 1958.
Г м и д
Л . П. Комплексные исследования трещинных коллекторов и опыт
п о д с ч е т а в н и х з а п а с о в н е ф т и . Т р у д ы В Н И Г Р И , в ы п . 214, 1963.
Г о д и н
Ю.
Н.
и др. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Каракумской платформы Средней Азии. Региональные и структурные
п р о б л е м ы г е о л о г и и н е ф т и . Г о с т о п т е х и з д а т , 1960.
Г о р д и е в и ч
В. А . , Ч е р н я к
Н. И.
Новые данные о нефтегазоносности
Тарханкутского
полуострова.
Новости нефтяной и газовой
техники,
г е о л о г и я , № 5, 1962.
Г о р и н
Г.
И.,
А л е к с и н
Г.
А.
Об изучении трещиноватости и ме­
тодике разработки верхнемеловой известняковой толщи
Карабулак-Ачалукс к о г о м е с т о р о ж д е н и я . Н о в ы е д а н н ы е о н е ф т е н о с н о с т и К а в к а з а . Г О С И Н Т И , 1961.
Г р и г г с Д . С п р а в о ч н и к д л я г е о л о г о в п о ф и з и ч е с к и м к о н с т а н т а м . И Л , 1949.
Г у с е в а
А.
С. У с к о р е н н ы й метод о п р е д е л е н и я э ф ф е к т и в н о й п о р и с т о с т и .
Т р у д ы В Н И Г Р И , в ы п . 155, 1960.
Д а х н о в
В.
Н.
П р о м ы с л о в а я г е о ф и з и к а . Г о с т о п т е х и з д а т , 1959.
Д а х н о в
В.
Н.
О влиянии глинистости на величину удельного сопро­
тивления и параметра пористости песчаных коллекторов. Применение методов
промысловой геофизики при изучении
газоносных
коллекторов.
Гостоптех­
и з д а т , 1962.
Д а х н о в
В.
П.,
Г а л и м о в
Э.
М.
О карстовом типе
пористости
п р о д у к т и в н ы х к а р б о н а т н ы х о т л о ж е н и й . Г е о л о г и я н е ф т и и г а з а , № 2, 1960.
Д а х н о в
В,
H.,
Д о л и н а
Л.
П. Геофизические методы изучения
нефтенасыщенных
коллекторов.
Гостоптехиздат,
1959.
Д в а л и
М. Ф . , Б е л о н и н
М. Д . Перспективы поисков нефти и газа
н а б о л ь ш и х г л у б и н а х н а т е р р и т о р и и С С С Р . И з д - в о « Н е д р а » , 1965.
Д е м е н т ь е в
Л.
Ф. Методика определения кондиций д л я
подсчета
запасов нефти на примере горизонта
Д
одной из площадей Татарии.
Труды
В Н И И Н е ф т и , в ы п . 36, 1962.
I
351
Д е р я г и н Б.
В.,
К у с а к о в
М. М.
Свойства т о н к и х слоев ж и д к о ­
и и х влияние на взаимодействие твердых поверхностей. Изв. А Н
СССР,
м а т . и е с т . н а у к . № 5, 1936.
Д ж о н с
П.
М е х а н и к а н е ф т я н о г о п л а с т а (перевод с а н г л . ) . Г о с т о п т е х и з ­
д а т , 1947.
Д и к е н ш т е й н
Г.
X.
Геология и нефтегазоносность степного и пред­
горного Крыма. Гостоптехиздат,
1958.
Д и к е н ш т е й н
Г.
X.,
А р ж е в с к и й
Г.
А. и др. Нефтяные
и
г а з о в ы е м е с т о р о ж д е н и я С р е д н е й А з и и . И з д - в о « Н е д р а » , 1965.
Д и к е н ш т е й н
Г.
X.,
Г а б р и э л я н ц
Г.
А.
и др.
Тектоника
и н е ф т е г а з о н о с н о с т ь з а п а д н ы х р а й о н о в С р е д н е й А з и и (под ред. Г. X .
Дикенштейна). Гостоптехиздат,
1963.
Д м и т р и е в
Е.
Я.,
M е л и к - П а ш а е в
В.
С.
Зависимость раз­
ведки и разработки к р у п н ы х н е ф т я н ы х залежей от геологической неоднородности
продуктивных
пластов.
Нефтегазовая
геология
и
геофизика,
№
9,
1963.
Д о б р ы н и н
В.
М.
Влияние давления на коллекторские
свойства
п е с ч а н и к о в . Г е о л о г и я н е ф т и и г а з а , № 1. Г о с т о п т е х и з д а т , 1 9 6 3 .
Д о б р ы н и н
В.
М.
Физические свойства нефтегазовых
коллекторов
в г л у б о к и х с к в а ж и н а х . И з д - в о « Н е д р а » , 1965.
Д о б р ы н и н
В.
M.,
M о р о з о в и ч
Я.
Р.
Изменение физических
свойств кернов пород из г л у б о к о й Аралсорской скважины СГ-1 под действием
г о р н о г о д а в л е н и я . М а т е р и а л ы H T C п о г л у б о к о м у б у р е н и ю , в ы п . 4.
Изд-во
«Недра»,
1965.
Д о л г о в
С.
И.
И с с л е д о в а н и я п о д в и ж н о с т и п о ч в е н н о й в л а г и и ее д о ­
с т у п н о с т и д л я р а с т е н и й . И з д - в о А Н С С С Р , 1948.
Д о л и н а
Л.
П.
Определение пористости, проницаемости и нефтенасы­
щенности по геофизическим данным и опыт использования и х д л я подсчета за­
пасов нефти.
Вопросы нефтепромысловой
геологии,
вып.
12.
Гостоптехиз­
дат,
1959.
Д о л и ц к и й
В.
А.
Геологическая интерпретация материалов геофизи­
ч е с к и х и с с л е д о в а н и й с к в а ж и н . И з д - в о « Н е д р а » , 1966.
Д у м а н с к и й
А.
В.
Л и о ф и л ь н о с т ь дисперсных систем. Изд-во
А Н
УССР,
1960.
Е р е м е н к о
Н.
А.
Г е о л о г и я н е ф т и и г а з а . Г о с т о п т е х и з д а т , 1961.
Е р м а к о в
В.
И.
Закономерности размещения углеводородных скопле­
н и й Предкавказья и принципы выделения областей газо- и нефтенакопления
( п о д р е д . Н . С . Е р о ф е е в а ) . Ц Н И И Т Э н е ф т е г а з , 1965.
стей
отд.
Е р м о л о в а
Е.
П.
Образование аутигенных минералов в песчаных
и алевритовых отложениях миоцена и олигоцена Грузии. Материалы по геоло­
г и и и н е ф т е н о с н о с т и Г р у з и и . И з д - в о А Н С С С Р , 1956.
Ж д а н о в М. А.
М е т о д ы подсчета запасов нефти и газа. Гостоптехиздат,
1952.
Ж д а н о в
М. А.,
Л и с у н о в
В.
Р., Г р и ш и н
Ф.
А.
Методика
и п р а к т и к а п о д с ч е т а з а п а с о в н е ф т и и г а з а . И з д - в о « Н е д р а » , 1967.
З а к с
С.
Л.
Остаточная вода нефтяных коллекторов.
Изв. А Н
СССР,
о т д . т е х н . н а у к , в ы п . 7, 1947.
З а к с
С. Л . М е т о д ы исследования связанной воды в н е ф т я н ы х к о л л е к т о ­
рах. Т р у д ы совещания по развитию научно-исследовательских работ в области
в т о р и ч н ы х м е т о д о в д о б ы ч и н е ф т и . И з д - в о А Н А з е р б С С Р , 1953.
З а к с
С.
Л.,
Б у р м и с т р о в а
В.
Ф.
К вопросу исследования со­
става и свойства связанной воды в н е ф т я н ы х коллекторах. Т р у д ы ин-та нефти
А Н С С С Р , т . V I I , 1956.
З а т е н а ц к а я
Н.
П.
Поровые воды глинистых пород. Изд-во
А Н
СССР,
1963.
З и н и н
И.
П.,
Б о р и с о в
Б.
Ф.
Определение пористости шлама.
Геология и разработка нефтяных месторождений. Т р у д ы
Гипровостокнефть,
вып. V ,
1962.
З л о ч е в с к а я
Р.
И.
Изучение свойств двойного электрического слоя
г л и н и с т ы х г р у н т о в . В е с т н и к М Г У , с е р . I V ( г е о л о г и я ) , № 3, 1965.
352
З о л о т о е
А.
В.,
О р л о в
Л.
И.
Капиллярометрический резистиви­
м е т р . Н о в о с т и н е ф т я н о й т е х н и к и , н е ф т е п р о м . д е л о , № 1, 1 9 5 9 .
И б р а г и м о в
3.
С.
Закономерности
размещения коллекторов нефти
и газа мезо-кайнозойских о т л о ж е н и й Узбекистана. П р о б л е м ы геологии и п о л е з ­
н ы х и с к о п а е м ы х У з б е к и с т а н а . И з д - в о А Н У з . С С Р , 1964.
И т е н б е р г
С.
С.
Промысловая геофизика. Гостоптехиздат,
1961.
К а л и н к о
М.
К.
Некоторые вопросы классификации
коллекторов
нефти и газа и и х поисков. Т р у д ы В Н И Г Р И ,
№
2 (VIII). Геология и гео­
х и м и я , 1958.
К а л и н к о
М. К. Методика исследования коллекторских свойств кернов.
Гостоптехиздат,
1963.
К а р л о в
Н.
Н.
К вопросу о номенклатуре и классификации лёссовых
п о р о д п о г р а н у л о м е т р и ч е с к о м у с о с т а в у . Д А Н С С С Р , т . 103, № 6, 1955.
К а р п о в
П.
А.
Закономерности изменения терригенных
коллекторов
девонских отложений Волгоградской области. К о л л е к т о р ы нефти и газа В о л г о ­
г р а д с к о й о б л а с т и . Т р у д ы В о л г о г р а д с к о г о Н И И Н Г , в ы п . 10, 1966.
К а ч и н с к и й
Н.
А.
Методы механического и микроагрегатного ана­
л и з а п о ч в ы . И з д - в о А Н С С С Р , 1948.
К е й в с а р
3. И.
О связи относительного сопротивления с пористостью,
удельной поверхностью и проницаемостью породы. Прикладная
геофизика,
вып.
19. Г о с т о п т е х и з д а т ,
1958.
К е л л е р
Г.
В.
В л и я н и е смачиваемости на удельное электрическое со­
противление песков. В о п р о с ы п р о м ы с л о в о й г е о ф и з и к и (перевод с англ.). Г о с т о п ­
техиздат,
1957.
К и р с а н о в
Н.
В.,
С е м е н т о в с к и й
Ю.
В.
О
классификации
терригенных и терригенно-карбонатных пород. Изв. Казан. фил. А Н
СССР,
с е р . г е о л . , № 5, 1956.
К л е й н о с о в
Ю.
Ф.
Разработка
методики подсчета
запасов
нефти
и г а з а в т р е щ и н о в а т ы х п о р о д а х . Т р у д ы В Н И Г Р И , в ы п . 242, 1965.
К л и т о ч е н к о
И.
Ф.,
С а м б о р с к и й
Н.
А.
Новые
данные
о сундучных складках Днепровско-Донецкой впадины. Геология нефти и газа,
№ 8, 1963:
К о б р а н о в а
В.
Н.
Физические свойства горных пород.
Гостоптех­
и з д а т , 1962.
К о б р а н о в а
В. H . , Л е п а р с к а я
И. Д . Определение физических
свойств горных пород. Гостоптехиздат,
1957.
К о в а л е в
А.
Г.,
В а ш у р к и н
А.
И.
О неоднородности
нефте­
с о д е р ж а щ и х к о л л е к т о р о в . Т р у д ы В Н И И Н е ф т ь , в ы п . 44, 1966.
К о з л о в
А.
Л., М и н с к и й
Е.
М.
Основные принципы рациональ­
ной разработки газовых месторождений. Вопросы разработки и эксплуатации
газовых месторождений. Т р у д ы В Н И И Г а з ,
1953.
К о з л о в с к и й
С.
С.
Изучение толщины жидкостной пленки, остав­
шейся на внутренней стенке к а п и л л я р н о й т р у б к и позади отступающего мениска.
Т р у д ы Г р о з Н И И , в ы п . 9, 103, 1950.
К о л л и н з
Р.
Течение ж и д к о с т е й через пористые материалы.
Изд-во
«Мир»,
1964.
К о л о с к о в а
М.
И.
Применение ртутного порометра д л я
изучения
структуры
пород-коллекторов. Физика
газовых
пластов.
Труды
В Н И И Г а з ,
вып.
20/28,
1964.
К о м а р о в
С.
Г.
Определение пористости пород по удельному сопро­
т и в л е н и ю . П р и к л а д н а я г е о ф и з и к а , в ы п . 14. Г о с т о п т е х и з д а т , 1956.
К о м а р о в
С. Г.
К вопросу оценки к о л л е к т о р с к и х свойств пластов п о
результатам геофизических
исследований
скважин.
Прикладная
геофизика,
в ы п . 36. Г о с т о п т е х и з д а т , 1963.
К о н ю х о в
И.
А. Опыт изучения мезозойских отложений
Восточного
Предкавказья. Г О С И Н Т И ,
1958.
К о н ю х о в
И.
А.
О зависимости петрографических свойств терриген­
н ы х п о р о д о т и х л и т о л о г и и . В е с т н и к М Г У , № 3 , 1961.
К о п е л и о в и ч
А.
В.
Эпигенез древних толщ юго-запада
Русской
п л а т ф о р м ы . Т р у д ы Г И Н , в ы п . 121, 1965.
2 3 Заказ 2 2 1 1 .
353
К о п ы с т я н с к и й
Р.
С.
Трещиноватые породы Карпат и их коллект о р с к и е с в о й с т в а . Г е о л . ж у р н а л , № 3, т . 20, 1960.
К о п ы т о в А. В., Б и л а л о в
Р. С ,
С к р и п н и к
В. А .
Перспек­
тивы газоносности южной части Башкирского Приуралья.
Геология,
разра­
ботка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Т р у д ы
У ф Н И И ,
вып. I X — X ,
1963.
К о р о т а е в
Ю.
П.,
П о л я н с к и й
А.
П.
Эксплуатация
газовых
скважин. Гостоптехиздат,
1961.
К о р с а к о в
С.
П.
Породы-коллекторы меловых отложений
Бухар­
с к о г о н е ф т е г а з о н о с н о г о р а й о н а . И з д - в о « Н е д р а » , 1965.
К о р с а к о в
С.
П.,
Х а н и н
А.
А.
Физические свойства
породк о л л е к т о р о в Г а з л и н с к о г о м е с т о р о ж д е н и я . Т р у д ы В Н И И Г а з , в ы п . 16/24, 1962.
К о р ц е н ш т е й н
В.
Н.
Гидрогеология газоносной провинции
Цен­
т р а л ь н о г о П р е д к а в к а з ь я . Г о с т о п т е х и з д а т , 1960.
К о т о в
П.
Т.
Удельное сопротивление пород, содержащих эмульсии.
П р и к л а д н а я г е о ф и з и к а , в ы п . 39. И з д - в о « Н е д р а » , 1964.
К о т я х о в
Ф.
И.
Основы физики нефтяного пласта.
Гостоптехиздат,
1956.
К о т я х о в
Ф.
И. Методы оценки трещиноватости горных пород. Т р у д ы
Всесоюзн. совещ. п о т р е щ и н о в а т ы м к о л л е к т о р а м нефти и
газа.
Гостоптех­
издат,
1961.
К р и н а р и
А.
И.
Девонская нефть Татарии. Татаркнигиздат,
1956.
К р и н а р и
А.
И.
Коллекторы нефти. Изв. Казан. фил. А Н
СССР,
с е р . г е о л . и г е о ф и з . , в ы п . 6, 1963.
К р о т о в а В.
А.
Гидрогеологические факторы формирования нефтяных
месторождений.
Гостоптехиздат,
1962.
К р у м б е й н В.
К.,
С л о с с Л.
Л.
Стратиграфия и осадкообразова­
н и е ( п е р е в о д с а н г л . ) . Г о с т о п т е х и з д а т , 1960.
К у з н е ц о в
А.
В.
Продуктивные свиты девона Ромашкинского
ме­
сторождения
и
физико-географические
условия
образования
коллекторов.
Геология
нефти,
№ 1,
1956.
К у з н е ц о в
А.
В.
О некоторых формах песчаных образований в гори­
зонте
Д
Ромашкинского месторождения.
Вопросы геологии нефтяных место­
р о ж д е н и й . Т р у д ы В Н И И , в ы п . 23, 1960.
К у л и е в
А.
М.
К вопросу остаточной водонасыщенности коллекторов
н е ф т я н ы х м е с т о р о ж д е н и й . И з д - в о А Н А з е р б . С С Р , 1957.
К у л и к о в а Н.
Г.
Изучение структуры порового пространства карбо­
н а т н ы х к о л л е к т о р о в . Н е ф т е г а з о в а я г е о л о г и я и г е о ф и з и к а , № 7, 1965.
К у с а к о в
М.
М.
Поверхностные явления и капиллярные
эффекты
п р и д в и ж е н и и нефти, воды и газа в пласте. Т р у д ы совещания по развитию работ
в о б л а с т и в т о р и ч н ы х м е т о д о в д о б ы ч и н е ф т и . И з д - в о А Н А з е р б . С С Р , 1953.
К у с а к о в
М.
M.,
Г у д о к
Н.
С.
Влияние внешнего давления на
фильтрационные
свойства
нефтесодержащих
пород.
Нефтяное
хозяйство,
№ 6, 1958.
К у с а к о в
М.
M.,
М е к е н и ц к а я
Л.
И.
Исследование состояния
связанной воды на моделях газовых и нефтяных коллекторов. Т р у д ы
М И Н Х
и Г П , в ы п . 25, 1959.
Л е в о р с е н
А.
И.
Г е о л о г и я н е ф т и ( п е р е в о д с а н г л . , 1954). Г о с т о п т е х ­
издат.
1958.
Л е й б е н з о н
Л.
С. Д в и ж е н и е п р и р о д н ы х ж и д к о с т е й и газов в п о р и с т о й
среде. Гостехиздат,
1947.
Л и н д т р о п
Н.
Т.,
Н и к о л а е в
В.
М.
Содержание нефти и воды
в п е с к а х . Н е ф т я н о е х о з я й с т в о , № 9, 1929.
Л и н е ц к и й В . Ф . М и г р а ц и я н е ф т и и ф о р м и р о в а н и е ее з а л е ж е й . И з д - в о
«Наукова
думка»,
1965.
Л ю т и н
Л.
В.
В л и я н и е смачивания н а Взаимное вытеснение д в у х несмешивающихся жидкостей. Исследования в области физики плата.
Труды
В Н И И Н е ф т е г а з , в ы п . I I I , 1954.
M а й д е б о р
В.
И.
П р и б л и ж е н н ы й способ оценки величины началь­
н ы х з а п а с о в н е ф т и в т р е щ и н о в а т ы х к о л л е к т о р а х . Т р у д ы Г р о з Н И И , в ы п . V , 1959.
I
354
М а к с и м о в
А.
В.
Трехчленная классификация и номенклатура
рых­
о с а д о ч н ы х п о р о д . Б ю л л . М О И П , о т д е л г е о л . , т . X V I , в ы п . 4, 1938.
М а к с и м о в и ч
Г.
К.
Оценка емкости трещиноватых
коллекторов.
Г е о л о г и я н е ф т и , № 3, 1958.
М а л ы ш е к
В.
Т., О б у х о в а
О.
К.
О цементирующих средах
и
закономерностях изменения пористости и проницаемости п р о д у к т и в н ы х
гори­
з о н т о в н е ф т я н ы х м е с т о р о ж д е н и й К у б а н и . Г е о л о г и я н е ф т и и г а з а , № 10, 1960.
М а р к о в а
Л.
П.,
Г н а т ю к
Р.
А . Коллекторские свойства п л и о ц е ­
новых
пород
прибалханской
депрессии
Юго-Западной
Туркмении.
Изд-во
ТуркмССР,
№ 6,
1959.
M а р м о р ш т е й н Л.
M.,
П е т у х о в
И.
М.
и др. Изучение влия­
н и я состава цементирующего вещества и пористости на изменение э л е к т р о п р о ­
водности осадочных горных пород под давлением. Физические методы исследова­
н и я о с а д о ч н ы х п о р о д и м и н е р а л о в . И з д - в о А Н С С С Р , 1962.
M а с к е т
М.
Физические основы технологии
добычи
нефти
(перевод
с а н г л . ) . Г о с т о п т е х и з д а т , 1953.
M а ш к о в и ч
К.
А.
Методика поисков разведки нефти и газа в Сара­
т о в с к о м П о в о л ж ь е . Г о с т о п т е х и з д а т , 1961.
M е к л е р
Ю.
Б.
А в т о р с к о е с в и д е т е л ь с т в о N° 180406. Б ю л л . и з о б р е т е ­
н и й . И з д - в о К о м и т е т а п о и з о б р е т е н и я м , 1966.
M е л и к - П а ш а е в В.
С ,
К о ч е т о в
М.
Н.
и др. Методика опре­
деления параметров залежей н е ф т и и газа д л я подсчета запасов объемным мето­
дом. Гостоптехиздат,
1963.
М е л ь н и к о в а
Ю.
С.
и др. Результаты изучения водонасыщенности
п о р о д С т а в р о п о л ь я . Т р у д ы В Н И И , в ы п . X V , 1958.
М и л л е р
Р.,
К а н Д.
Статистический анализ в геологических науках
( п е р е в о д с а н г л . ) . И з д - в о « М и р » , 1965.
М и н с к и й
Е.
М.
О т у р б у л е н т н о й ф и л ь т р а ц и и газа в пористых средах.
В о п р о с ы добычи, транспорта и переработки п р и р о д н ы х газов. Т р у д ы В Н И И Г а з ,
1951.
M и р ч и н к
М.
Ф.
Н е ф т е п р о м ы с л о в а я г е о л о г и я . Г о с т о п т е х и з д а т , 1946.
М о р о з о в
С.
С.
К методике производства гранулометрического
ана­
л и з а к а р б о н а т н ы х п о р о д . У ч е н ы е з а п и с к и М Г У , г р у н т о в е д е н и е , в ы п . 149, к н . 2,
1951.
M о р о з о в и ч
Я.
Р.
Исследование зависимости электрических и к о л ­
л е к т о р с к и х свойств г о р н ы х п о р о д от всестороннего давления. М а т е р . H T C
по
глубокому бурению. Изд-во «Недра»,
1965.
М у р а т о в
М.
В.
Тектоническая
структура и история
равнинных
областей, о т д е л я ю щ и х Р у с с к у ю п л а т ф о р м у от г о р н ы х с о о р у ж е н и й К р ы м а
и
К а в к а з а . С о в е т с к а я г е о л о г и я , с б . 49, 1955.
M у х а р и н с к а я
И.
А.
Определение остаточной воды в
песчаных
коллекторах продуктивной толщи Апшеронского полуострова. Азерб. нефтяное
х о з я й с т в о , № 8, 1955.
М у х а р и н с к а я
И.
А.
Проницаемость и коэффициент газонасыщен­
ности коллекторов свиты медистых песчаников Шебелинского месторождения.
Н е ф т е г а з о в а я г е о л о г и я и г е о ф и з и к а , № 1, 1 9 6 3 .
М у х а р и н с к а я
И.
А.
К л а с с ы пород-коллекторов некоторых место­
рождений юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины. Физика газовых
п л а с т о в . Т р у д ы В Н И И Г а з , в ы п . 20/28, 1964.
М у х и н
Ю.
В.
Процессы уплотнения
глинистых
осадков.
Изд-во
« Н е д р а » , 1965.
Н е ч а й
А . М. Оценка продуктивности и коллекторских свойств трещино­
в а т ы х к а р б о н а т н ы х п о р о д . П р и к л а д н а я г е о ф и з и к а , в ы п . 12,
Гостоптехиздат,
1960.
Н е ч а й
А.
М.
Вопросы количественной оценки вторичной
пористости
трещиноватых коллекторов нефти и газа. П р и к л а д н а я геофизика, вып.
38.
Гостоптехиздат,
1964.
Н и к о л а е в
В.
М.
Пористость,
проницаемость,
водонасыщенность,
связанная вода по данным анализов кернов верхнемеловых известняков К а р а б у л а к - А ч а л у к с к о г о р а й о н а . Т р у д ы Г р о з Н И И , в ы п . V , 1959.
лых
23*
355
О в а н е с о в
Г. П . Ф о р м и р о в а н и е з а л е ж е й н е ф т и и газа в Б а ш к и р и и .
Гостоптехиздат,
1962.
О в ч а р е н к о
Ф.
Д.
Гидрофильность глин. Материалы по геологии,
м и н е р а л о г и и и и с п о л ь з о в а н и ю г л и н в С С С Р . И з д - в о А Н С С С Р , 1958.
О в ч а р е н к о
Ф.
Д.
Гидрофильность глин и глинистых
минералов.
Изд-во А Н
УССР,
1961.
О р к и н К.
Г.
Прибор и методика работы д л я установления зависимости
между
остаточной водонасыщенностью
и капиллярным давлением в
керне.
Т р у д ы Г р о з Н И И , с б . 8, 1949.
О р л о в
Л.
И.
Некоторые результаты изучения распределения связан­
н о й в о д ы в н е ф т е н а с ы щ е н н ы х п е с ч а н и к а х . Н е ф т е п р о м ы с л о в о е д е л о , № 11, 1 9 6 3 .
О р л о в
Л.
И.,
М а л и н и н
В.
Ф.
Л а б о р а т о р н ы й метод
изучения
с т р у к т у р ы порового пространства карбонатных пород. Разведочная и промысло­
в а я г е о ф и з и к а , в ы п . 44. Г о с т о п т е х и з д а т , 1962.
П а р х о м е н к о
Э.
И.
Электрические свойства горных пород. Изд-во
«Наука»,
1965.
П е р ь к о в
Н.
А.
Интерпретация
результатов
каротажа
скважин.
Гостоптехиздат,
1963.
П е т р о в с к а я
А. Н . Применение гранулометрической характеристики
д л я расшифровки условий образования пашийских отложений Татарии. Н а у ч н о т е х н . с б о р н и к п о д о б ы ч е н е ф т и , № 5. Г о с т о п т е х и з д а т , 1 9 5 9 .
П и р с о н
С.
Д . У ч е н и е о нефтяном пласте (перевод с англ.). Г о с т о п т е х ­
и з д а т , 1961.
П л а ч е н о в
Т.
Г.
Ртутные поромеры. Изд. Ленинградского технологи­
ч е с к о г о и н - т а , 1957.
П о з и н е н к о Б.
В.
К вопросу оценки запасов нефти в анизотропном
т р е щ и н о в а т о м к о л л е к т о р е о б ъ е м н ы м м е т о д о м . Т р у д ы В Н И Г Р И , в ы п . 242, 1965.
П о к р о в с к а я
Г.
Н.
Х а р а к т е р и с т и к а к о л л е к т о р с к и х свойств карбо­
натных
продуктивных
горизонтов
месторождений
Куйбышевской
области.
Т а т а р с к а я н е ф т ь , № 4 (42), 1960.
П о л а к
Л.
С.
Закономерность изменения пористости и плотности оса­
дочных
пород с глубиной их залегания. Т р у д ы ин-та нефти А Н
КазССР,
т . 1, 1 9 5 6 .
П о л у б а р и н о в а - К о ч и н а
П.
Я.
Теория движения
грунтовых
вод. Г о с т о п т е х и з д а т ,
1952.
П о п о в
И.
В.,
З у б к о в и ч
Г . Г .
К вопросу о криптоструктурег л и н . Современное представление о связанной воде в породах. Изд-во А Н С С С Р ,
1963.
П р е о б р а ж е н с к и й
И.
А.,
С а р к и с я н
С.
Г. М и н е р а л ы оса­
д о ч н ы х п о р о д . Г о с т о п т е х и з д а т , 1954.
П р и к л о н с к и й В.
А.
Грунтоведение, ч. I I . Госгеолиздат,
1952.
П р и к л о н с к и й
В.
А.
Г р у н т о в е д е н и е , ч . I I , и з д . 3-е.
Госгеолтехизд а т , 1955.
П р о б л е м а трещинных коллекторов нефти и газа и методы и х изучения.
П о д р е д . п р о ф . Е . М . С м е х о в а . Т р у д ы В Н И Г Р И , в ы п . 264, 1968.
П у с т о в а л о в
Л.
В.
О терригенно-минералогических фациях.
Бюлл.
М О И П , о т д . г е о л . , т . 2 2 , в ы п . 5, 1947.
П у с т о в а л о в
Л.
В.,
М и р - А л и
К а ш к а й
и др. О методике
лабораторного исследования, классификации и номенклатуре осадочных пород.
И з в . А з е р б . ф и л . А Н С С С Р , № 11, 1 9 4 4 .
Р е л ь т о в
Б.
Ф., Н о в и ц к а я
Н.
А.
Осмотические явления в связ­
ных г р у н т а х п р и неравномерном и х засолении. Изв. Всесоюзн. научно-исслед.
и н - т а г и д р о т е х н и к и и м . Б . Е . В е д е н е е в а , т . 51, 1954; т . 53, 1955.
Р о д е
А.
А.
П о ч в е н н а я в л а г а . И з д - в о А Н С С С Р , 1952.
Р о з а
С.
А.
Результаты
экспериментального
изучения
начального
фильтрационного градиента в плотных глинах.
Т р у д ы Всес.
научно-исслед.
и н - т а г и д р о т е х н и к и и с а н . - т е х н . р а б о т , № 4, 1953.
Р о м м
Е.
С. И с с л е д о в а н и е ф и л ь т р а ц и и в т р е щ и н о в а т ы х п о р о д а х в связи
с их коллекторскими свойствами. Трещиноватые горные породы и и х коллекторс к и е с в о й с т в а . Т р у д ы В Н И Г Р И , в ы п . 121, 1958.
356
Р о м м
Е.
С. Исследование ф и л ь т р а ц и и в т р е щ и н о в а т ы х г о р н ы х п о р о д а х .
Комплексные исследования трещинных коллекторов и опыт подсчета в н и х запа­
сов н е ф т и . Т р у д ы В Н И Г Р И , в ы п . 214, 1963.
Р о м м
Е.
С.
Фильтрационные свойства трещиноватых горных
пород,
И з д - в о « Н е д р а » , 1966.
Р у б и н ш т е й н
Л.
И.
Об определении содержания погребенной воды.
Б а ш к и р с к а я н е ф т ь , № 2, 1950.
P у х и н
Л.
Б.
О с н о в ы л и т о л о г и и . Г о с т о п т е х и з д а т , 1953.
Р у х и н
Л.
Б.
К вопросу о классификации обломочных частиц и слага­
е м ы х и м и п о р о д . В е с т н и к Л Г У , № 24, 1956.
С а в ч е н к о
В.
П.
Вопросы формирования нефтяных и газовых место­
р о ж д е н и й . Н е ф т я н о е х о з я й с т в о , № 5, 1952.
С а в ч е н к о
В.
П.
Определение положения газоводяного, водонефтяного, газонефтяного контактов по д а н н ы м замеров п л а с т о в ы х давлений. Газовая
п р о м ы ш л е н н о с т ь , № 4, 1957.
С а л т ы к о в
С. А .
Стереометрическая металлография. Металлургиздат,
1958.
С а р к и с я н
С.
Г.,
Т е о д о р о в и ч
Г.
И.
Основные черты палео­
г е о г р а ф и и д е в о н с к о й э п о х и У р а л о - В о л ж с к о й о б л а с т и . И з д - в о А Н С С С Р , 1955.
С а ф а р о в
И,
П.
Физические параметры коллекторов нефти и
газа
внутренней зоны Предкарпатского прогиба. Геологическое строение и нефтегазоносность
западных
и
южных
областей
Украины.
Изд-во
А Н
У С С Р ,
1959.
С е д о в
Л . И. Методы подобия и размерности в механике. Гостехтеорети з д а т , 1957.
С е р б - С е р б и н а
Н . Н . , Р е б и н д е р
П. А . Физико-химические
основы
управления структурами и механическими свойствами г л и н и глинистых пород.
Материалы по геологии, минералогии и использованию глин в СССР.
Изд-во
А Н С С С Р , 1958.
С е р г е е в
Е.
М.
Избранные
главы
общего
грунтоведения.
Изд-во
М Г У ,
1946.
С е р г е е в
Е.
М.
К вопросу корреляции между некоторыми свойствами
г р у н т а . В е с т н и к М Г У , № 2, 1947.
С е р г е е в
Е.
М.
К вопросу о природе механической прочности дисперс­
н ы х г р у н т о в . У ч е н ы е з а п и с к и М Г У , г р у н т о в е д е н и е , к н . 1, 1 9 4 9 .
С е р г е е в
Е.
М.
Грануломинералогическая
классификация
песков.
Вестник М Г У ,
№ 12, 1953.
С е р г е е в
Е.
М.
Грунтоведение. Изд-во М Г У ,
1959.
С м е х о в
Е.
М.
Емкость карбонатных пород. Трещиноватость
горных
п о р о д и т р е щ и н н ы е к о л л е к т о р ы . Т р у д ы В Н И Г Р И , в ы п . 193, 1962.
С м е х о в
Е.
М.
Некоторые новые данные о современном состоянии и з ­
ученности проблемы трещинных коллекторов нефти и газа. Т р у д ы
В Н И Г Р И ,
в ы п . 242, 1965.
С м е х о в
Е.
M.,
Г м и д
Л.
П.
и др. Вопросы методики
изучения
трещиноватых пород в связи с и х коллекторскими свойствами. Т р у д ы В Н И Г Р И ,
вып.
121,
1958.
С м е х о в
Е.
M.,
Г м и д
Л . П . Методическое пособие по изучению тре­
щиноватости
горных
пород
и трещинных коллекторов нефти и газа.
Труды
В Н И Г Р И , в ы п . 121, 1962.
С н а р с к и й
А.
Н.
Геологические основы физики нефтяного пласта.
Г о с т е х и з д а т У С С Р , 1961.
С о к о л о в
В.
А.
Процессы образования и миграции нефти и
газа.
Изд-во «Недра»,
1965.
С т е т ю х а
Е.
И.
Уравнение к о р р е л я ц и о н н ы х связей м е ж д у
физиче­
скими свойствами горных пород и глубиной и х залегания. Изд-во
«Недра»,
1964.
С т р а х о в
Н.
М.
Стадии образования осадочных пород и задачи
их
и з у ч е н и я . М е т о д ы и з у ч е н и я о с а д о ч н ы х п о р о д , т . 1. Г о с г е о л т е х и з д а т ,
1957.
С у л и н
В.
А.
У с л о в и я образования, основы классификации и состав
п р и р о д н ы х вод. И з д - в о А Н
С С С Р , ч . 1, 1 9 4 8 .
357
T а г е е в а
Н.
В.,
Т и х о м и р о в а
М.
М.
Г е о х и м и я поровых вод
д и а г е н е з е м о р с к и х о с а д к о в . И з д - в о А Н С С С Р , 1962.
Т е о д о р о в и ч
Г.
И.
К вопросу о классификации глинисто-алевритоп е с ч а н ы х п о р о д . П р о б л е м ы с о в е т с к о й г е о л о г и и , № 8 — 9 , 1938.
Т е о д о р о в и ч
Г.
И.
О коллекторах
нефти
Ишимбаевско-Стерлитам а к с к о г о р а й о н а . Д А Н С С С Р , т . 34, № 4 — 5 , 1942.
Т е о д о р о в и ч
Г.
И.
Структура порового пространства карбонатных
к о л л е к т о р о в нефти и и х проницаемость (на примере палеозойских коллекторов
Б а ш к и р и и ) . Д А Н С С С Р , т . 39, № 6, 1943.
Т е о д о р о в и ч
Г.
И.
Минералы
осадочных пород как
показатели
физико-химической обстановки. Вопросы минералогии, геохимии и петрогра­
ф и и . И з д - в о А Н С С С Р , 1946.
Т е о д о р о в и ч
Г.
И.
Карбонатные фации нижней перми —
верхнего
карбона
Урало-Волжской
области.
Материалы
к познанию
геологического
с т р о е н и я С С С Р . И з д . М О И П , н о в . с е р . , в ы п . 13 ( 1 7 ) , 1 9 4 9 .
Т е о д о р о в и ч
Г.
И.
Литология
карбонатных
пород
палеозоя
У р а л о - В о л ж с к о й о б л а с т и . И з д - в о А Н С С С Р , 1950.
Т е о д о р о в и ч
Г.
И.
У ч е н и е об о с а д о ч н ы х п о р о д а х .
Гостоптехиздат,
1958.
T р е б и н
Ф.
А.
Нефтепроницаемость песчаных коллекторов.
Гостоп­
техиздат,
1945.
T р е б и н
Г.
Ф.
Ф и л ь т р а ц и я ж и д к о с т е й и газов в п о р и с т ы х
средах.
Гостоптехиздат,
1959.
Т р о ф и м у к
А . А . К в о п р о с у об оценке емкости т р е щ и н о в а т ы х к о л л е к ­
торов.
Н е ф т я н о е х о з я й с т в о , № 7,
1955.
Т х о с т о в
Б.
А.
Пластовые давления в нефтяных и газовых месторо­
ж д е н и я х . И з д - в о « Н е д р а » , 1966.
У с п е н с к а я
Н.
Ю.
Тектоническое
районирование
эпигерцинской
п л а т ф о р м ы Предкавказья и значение разрывных нарушений в формировании
с т р у к т у р н о г о плана. Геологические у с л о в и я и основные закономерности разме­
щ е н и я скоплений нефти и газа в пределах эпигерцинской платформы юга С С С Р ,
т.
II.
Изд-во «Недра»,
1964.
У с п е н с к а я
Н.
Ю.,
Т а б а с а р а н с к и й
3.
А.
Нефтегазонос­
н ы е п р о в и н ц и и С С С Р . И з д - в о « Н е д р а » , 1966.
Ф е й г и н
М.
B.
Анастасиевско-Троицкое газонефтяное месторождение
Западного Предкавказья. Изд-во «Наука»,
1965.
Ф и л и п п о в а
М.
Ф.
и др. Девонские отложения Русской платформы.
Гостоптехиздат,
1958.
Ф и ш е р
Р.
А.
Статистические методы д л я исследователей. И Л ,
1958.
Ф о т и а д и
Э.
Э.
Плотность и пористость пород осадочного покрова.
Г е о л о г и я н е ф т и , № 4, 1957.
Ф у р с о в а
Н . П . , Б о н д а р е н к о Л . С. Х а р а к т е р и с т и к а т р е щ и н н ы х
к о л л е к т о р о в верхнемеловых о т л о ж е н и й Ставрополья. Геология нефти и газа,
№ 9, 1963.
Х а н и н
А.
А.
Литологическая
характеристика
сарматского
яруса
П р и а з о в ь я . Д А Н С С С Р , т . 7 2 , № 2, 1950.
Х а н и н
А.
А.
О методе подсчета эффективной мощности
песчаных
о т л о ж е н и й при частом переслаивании и х с глинами. Т р у д ы В Н И И , вып.
IV,
1954а.
X а и и н А.
А.
Определение остаточной воды по данным проницаемости.
Т р у д ы В Н И И , в ы п . V , 1954б.
Х а н и н
А.
А.
О классификации коллекторов нефти и газа. Разведка
и о х р а н а н е д р , №. 1, 1 9 5 6 .
X а н и н А.
А.
Распределение песчаных коллекторов живетского яруса
и нижнещигровского горизонта франского яруса центральных областей
Рус­
ской платформы. Материалы по геологии газоносных районов С С С Р .
Труды
В Н И И Г а з ,
в ы п . 4 (12), 1958а.
Х а н и н
А.
А.
С в я з а н н а я ( о с т а т о ч н а я ) в о д а и ее в л и я н и е н а г а з о п р о н и ­
цаемость
и
газоемкость
горных
пород.
Газовая
промышленность. №
1,
1958б.
при
358
X а н и н А.
А.
К о л л е к т о р ы нефти и газа месторождений СССР. Г о с т о п ­
техиздат,
1962.
X а н и н
А.
А.
Остаточная вода в к о л л е к т о р а х нефти и газа. Г о с т о п ­
т е х и з д а т , 1963.
X а н и н А.
А.
Классификация песчано-алевритовых
пород-коллекторов
н е ф т и и г а з а . Ф и з и к а г а з о в ы х п л а с т о в . Т р у д ы В Н И И Г а з , в ы п . 20/28. И з д - в о
« Н е д р а » , 1964.
X а н и н
А.
А.
Основы учения о породах-коллекторах нефти и газа.
И з д - в о « Н е д р а » , 1965.
Х а н и н
А.
А.,
Б у р о в а
Е.
Г.
Зависимость
проницаемости
гор­
ных
пород
от
структуры
порового пространства. Разведка и охрана недр,
№ 12, 1964.
X а н и н
А.
А.,
К о л о с к о в а
М.
И.
Зависимость
проницаемости
г о р н ы х пород от размера и с о д е р ж а н и я д о м и н и р у ю щ и х пор. Разведка и о х р а н а
н е д р , № 12, 1963.
X а н и н А. А., К о р ч а г и н
О. Ф. Исследование
газопроницаемости
р ы х л ы х п е с ч а н ы х п о р о д . Р а з в е д к а н е д р , № 12, 1949а.
Х а н и н
А.
А.,
К о р ч а г и н
О.
Ф.
О п ы т работы на приборе Л П - 1
по определению физической (абсолютной) газопроницаемости горных
пород.
Р а з в е д к а н е д р , № 3, 1949б.
Х а н и н
А.
А.,
К о р ч а г и н
О.
Ф.
Определение остаточной воды
методом центрифугирования. Новости нефтяной и газовой техники, нефтепром.
д е л о , № 1, 1 9 6 2 .
X е л ь к в и с т Г.
А.
Геологическое строение зональных залежей нефти.
Гостоптехиздат,
1946.
Х е л ь к в и с т
В.
Г.,
Б у р л и н
Ю.
К.,
Г о л у б ц о в а
Г.
С.
Некоторые данные по стратиграфии, л и т о л о г и и , физическим свойствам н и ж н е ­
меловых отложений северных районов Краснодарского края. Материалы
по
г е о л о г и и г а з о н о с н ы х р а й о н о в С С С Р . Т р у д ы В Н И И Г а з , в ы п . 10 ( 1 8 ) , 1 9 6 0 .
Ц а т у р о в
А.
И.,
С т а д н и к о в а
Н.
К.
Перспективы нефтенос­
ности аптских отложений в Терско-Сунженской области. Новости
нефтяной
и г а з о в о й т е х н и к и , № 12, 1962.
Ч е к а л ю к
Э.
Б.
Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Г о с т е х издат У С С Р ,
1961.
Ч е к а л ю к
Э.
Б.
Вопросы разработки Прикарпатских нефтяных
ме­
сторождений. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений.
Гостоп­
техиздат,
1963.
Ч е к а л ю к
Э.
Б.,
К у т о в а я
Д.
В.
Новая методика определения
п р о н и ц а е м о с т и к е р н о в . Н е ф т я н а я и г а з о в а я п р о м ы ш л е н н о с т ь , № 1, 1 9 6 2 .
Ч е п и к о в
К.
Р.,
Е р м о л о в а
Е.
П.,
О р л о в а
Н.
А.
Эпигенные минералы к а к показатели времени п р и х о д а нефти в песчаные п р о м ы ш л е н ­
ные к о л л е к т о р ы . Д А Н
С С С Р , т . 125, № 5, 1959.
Ч е п и к о в
К.
Р.,
Е р м о л о в а
Е.
П.,
О р л о в а
Н.
А.
К
во­
п р о с у об и з м е н е н и и п о р и с т о с т и п е с ч а н ы х п о р о д с г л у б и н о й . Д А Н С С С Р , т . 144,
№ 2, 1962.
Ч е р н и к о в
О.
А.
К
методике определения степени
измененности
с т р у к т у р ы о б л о м о ч н ы х п о р о д . Л и т о л о г и я и п о л е з н ы е ископаемые, № 6, 1964.
Ч е р н и к о в
О.
А.
Характеристика коллекторов в отложениях
юры
и нижнего мела месторождений Узень и Жетыбай Ю ж н о г о Мангышлака. К о л л е к ­
торы нефти и газа. Тематические н а у ч н о - т е х н . обзоры, сер. нефтегазовая геол.
и геофиз., В Н И И О Э Н Г ,
1965.
Ч о л о в с к и й
И.
П.
Методы геолого-промыслового анализа при раз­
р а б о т к е к р у п н ы х н е ф т я н ы х м е с т о р о ж д е н и й . И з д - в о « Н е д р а » , 1966.
Ш в е ц о в
М.
С.
Петрография осадочных
пород.
Изд.
2-е.
Госгеолиздат,
1948.
Ш е й д е г г е р
А.
Э.
Ф и з и к а т е ч е н и я ж и д к о с т е й через п о р и с т ы е с р е д ы
( п е р е в о д с а н г л . ) . Г о с т о п т е х и з д а т , 1960.
Ш и ш и г и н С.
П.
Определение остаточной водонасыщенности образцов
м е т о д о м к а п и л л я р н о г о в п и т ы в а н и я ( в ы т я ж к и ) . Г е о л о г и я н е ф т и и г а з а , № 10,
1964.
359
Щ е л к а ч е в
В.
Н.
У п р у г и й р е ж и м пластовых водонапорных систем.
Гостоптехиздат,
1948.
Щ е р б а к о в а
И.
А.,
К о р с а к о в
С. П .
О трещиноватости карбо­
н а т н ы х пород верхней ю р ы Б у х а р о - Х и в и н с к о й провинции. Т р у д ы Всесоюзн.
с о в е щ . п о т р е щ и н . к о л л е к т о р а м н е ф т и и г а з а . Г о с т о п т е х и з д а т , 1961.
Э й д м а н
И.
Е.
Удельное электрическое сопротивление.
Прикладная
г е о ф и з и к а , в ы п . 15. Г о с т о п т е х и з д а т ,
1956.
Э й д м а н
И.
E.,
Ф и н к е л ь ш т е й н
С. Н .
К в о п р о с у об о п р е д е л е ­
нии
коллекторских
свойств
карбонатных
пород
геофизическими
методами.
П р и к л а д н а я г е о ф и з и к а , в ы п . 28. Г о с т о п т е х и з д а т , 1960.
Э н г е л ь г а р д т
В.
Поровое
пространство осадочных пород
(перевод
с н е м е ц . ) . И з д - в о « Н е д р а » , 1964.
Я к у ш е в
В. П . , С м и р н о в а
Н . В.
Результаты экспериментальных
и с с л е д о в а н и й по у п л о т н е н и ю и ц е м е н т а ц и и п е с ч а н ы х к о л л е к т о р о в . Э к с п е р и м е н ­
тальные исследования в области разработки г л у б о к и х нефтяных и газовых ме­
сторождений. Изд-во «Наука»,
1964.
A r c h i e
G . T h e E l e c t r i c a l R e s i s t i v i t y L o g as a n A i d i n D e t e r m i n i n g S o m e
R e s e r v o i r C h a r a c t e r i s t i c s . A I M E T e c h n , 1942.
A r c h i e
G. Classification of Carbonate Reservoir Rocks and Petrophysical
C o n s i d e r a t i o n s . B u l l . A m e r . A s s o c . P e t r o l . G e o l . , v o l . 36, N o . 2, 1952.
A t h у
L.
Density porosity and compaction Rocks. B A A P G ,
vol.
14,
N o . 1, 1 9 3 0 .
B e e s о n С.
T h e K o b e porosimeter and the O i l v e l l research porosimeter,
F r a n s . A I M E , 1950.
B r a n s o n
U.
Measurement a n d Use of P e r m e a b i l i t y D a t a . W o r l d O i l ,
July,
1951.
B r o o k s
C ,
P u r c e l l
W . Surface area measurements o n
sedimentary
r o c k s . — I . P e t r o l . T e c h n o l o g y , v o l . 4, N o . 12, 1952.
B r o w n
H.
C a p i l l a r y p r e s s u r e i n v e s t i g a t i o n s . T r a n s . A I M E , 1951.
B u r d i n e
N., G o u r n a y
L.
and
R e i c h e r t z
P.
Pore
size
distribution
of
petroleum
reservoir
r o c k s . — J . P e t r . T e c h n , v o l . 2, N o . 7,
1950.
C a n d l e
B.
et a l . F u r t h e r D e v e l o p m e n t s i n the L a b o r a t o r y D e t e r m i n a ­
t i o n of R e l a t i v e P e r m e a b i l i t y , A I M E T e c h n . , 1951.
C a r m a n
P. T h e D e t e r m i n a t i o n of t h e S p e c i f i c S u r f a c e o f P o m d e r s . J . S o c .
C h e m . I n d . . v o l . 57, 1938.
C a r m a n
P.
F l o w o f gases t h r o u g h p o r o u s m e d i a . L o n d o n , 1956.
C a s e
L.
O r i g i n and current usage of the term «Connate
Water».
Bull.
A m e r . A s s o c . P e t r o l . G e o l . v o l . 39, N o . 9, 1955.
C h a l k l e y
H.,
C o r n e i l d
J.
and
P a r k
H.
A M e t h o d of E s t i ­
m a t i n g V o l u m e - S u r f a c e R a t i o s , S c i e n c e , v o l . 110, 1949.
C h i l i n g a r
G.,
M a i n
R.,
S i n n o k r o t
A.
Relationship between
p o r o s i t y , p e r m e a b i l i t y , a n d surface areas of sediments. S e d i m e n t . P e t r o l , v o l . 33,
N o . 3, 1963.
D а г с у
H.
Les F o n t a i n e s p u b l i g u e s de la v i l l e de D i j o n . V i c t o r D a l m o n t ,
Paris,
1856.
E n g e l h a r d t
W.,
S c h i n d e r w o l f
E.
Zur Filtration von Tons u s p e n s i o n e n . K o l l o i d . - Z . , B t . 127, 1952.
F a t t
I.
T h e Effect of O v e r b u r d e n
Pressure
on
Relativ
Permeability.
J . of P e t r o l . T e c h n o l o g y , v o l . V , N o . 10, 1953.
F a t t
I.
Pore structure i n sandstones b y compressible sphere — pack m o ­
d e l s . B u l l . A m e r . A s s o c . P e t r o l . G e o l . , v o l . 4 2 , N o . 8, 1958.
F a t t
I. and D y k s t r a
H . Relative permeability studies. Trans A I M E ,
1951.
F a t t
I.,
D a v i s
D. Reduction in permeability Withoverburden
pres­
s u r e . T r a n s . A I M E , v o l . 195, 1956.
F r a s e r IL
E x p e r i m e n t a l s t u d j of the p o r o s i t y a n d p e r m e a b i l i t y of clas­
t i c s e d i m e n t s . J . G e o l . , v o l . 43, 1935.
G a l l o w a y
J.
T h e determination of Connate W a t e r Saturation b y the
use o f t h e C e n t r i f u g e . P r o d u c e r s M o n t h l y , v o l . 16, N o . 2, 1951.
360
G a s s m a n n
der Naturforschenden
G a t e s
I.,
T
l i f o r n i a cores b y the
t i c e , 1950.
F.
U b e r die Elastizitat porer Medien. Vierteljahrsschrift
G e s e l l s c h a f t i n Z u r i c h . J a h r g a n g 9 6 , H . 1, 1 9 5 1 .
e m p l a a r-L e i t z
W.
Relative
Rermeabilites
of C a ­
capillary-pressure method. J . Drilling and Production Prac­
H a r r i n g t o n
I. A Corelation of the measurements of capillary pressure
and relative permeability on a m a l core samples. Masters thesis in petroleum engi­
n e e r i n g U n i v e r s i t y of O k l a h o m a , 1949.
H a s e n
A.
E x p e r i m e n t s u p o n the purification of sewages and w a t e r at
the L a w r e n c e E x p e r i m e n t S t a t i o n . Massachusets state B o a r d of H e a l t h ,
Twenty
t h i r d A n n . N e p t . for 1891, 1892.
H a s s l e r
G . et al. I n v e s t i g a t i o n s on the R e c o v e r y of O i l f r o m Sandstones
b y G a s D r i v e ; T r a n s . A I M E P e t r o l . D e v e l o p m e n t a n d T e c h n o l . , 1936.
H a s s l e r
G.
Method and Apparatus for
Permeability
Mesurements
U . S . P a t e n t 2, 345, 935, 1944.
H о с о 11
C
Interfacial Tension between Water and O i l under Reservoir
Conditions, A I M E
T e c h . 1939.
H o f f m a n
R . A t e c h n i q u e for the d e t e r m i n a t i o n of c a p i l l a r y pressure c u r ­
ves using a constantly accelerated centrifuge. Soc. Petrol. E g r s
J . , vol.
3,
N o . 3, 1963.
H o r n e r
W.
M e t h o d of D e t e r m i n i n g P o r o s i t y . U . S. P a t e n t 2, 345, 535.
J a n : A Statistical A p p r o a c h to the Interstitial Heterogenety of S a n d ReserA I M E
T e c h n . , 1944.
H у g h e s H.
T h e pressure effect o n the electrical c o n d u c t i v i of p e r i d i o t i t .
J . G e o p h y s . R e s . , v o l . 60, N o 2, 1955.
J u s t e r
S.
Determining Saturations
by an Extraction —
distillation
M e t h o d , O i l W e e k l y , M a r . 20, 1944.
K l i n k e n b e r g
L. T h e p e r m e a b i l i t y of p o r o u s m e d i a to l i q u i d a gases.
D r i l l i n g a n d P r o d u c t i o n P r a c t i c e s . A m e r i c a n P e t r o l e u m I n s t i t u t e , 1941.
K n e b e 1 G.
R o d r i g u e z — E r a s o G . H a b i t a t of sane O i l . B u l l .
Amer.
Ass. P e t r o l . G e o l . , v o l . 40, N o . 4, 1956.
Law,
vois.
K o z e n y I. U b e r K a p i l l a r e L e i t u n g des Wassers
W i s s . W i e n , M a t h - n a t u r w . k l . , v o l . 1 3 6 - 2 A , 1927.
im
Boden,
Sitzberg.
Akad.
K r u m b e i n
W.
and
M o n k
G.
P e r m e a b i l i t y as a F u n c t i o n of t h e
Parameters of Unsonsonsolidated
S a n d s . A I M E T e c h n . , 1942.
L e a F.
and N u r s e
R.
P e r m e a b i l i t y M e t h o d s of Fineness M e a s u r e m e n t .
S y m p o s i u m o n Particle Size A n a l y s i s . , I n s t i t u t i o n of C h e m i c a l E n g i n e e r s
and
S o c i e t y of C h e m i c a l I n d u s t r y , F e b . 4, 1947.
L e v e r e t t
M . C a p i l l a r y B e h a v i o r i n P o r o u s Solids. A I M E T e c h . , 1940.
L e v e r e t t
M.,
L e w i s
W.
S t e a d y f l o w of gas-oilwater
mixtures
t h r o u g h u n c o n s o l i d a t e d s a n d s . F r a n s A I M E , 1941.
L i v i n g s t o n
H.
The
Cross-Sectional Areas of Molecules
Absorbed
o n S o l i d Surfaces. J . C o l l o i d S c i e n c e , N o . 4, 1949.
L o c k e
L.
and
B l i s s
J.
Core Analysis Technique for Limestone a n d
D o l o m i t e ; W o r l d O i l , 131, N o . 4, 1950.
M a 1 1 о г у
W.
Analysis of Petroleum potential through regional geologic
s y n t h e s i s . B u l l . A m e r . A s s o c . P e t r o l . G e o l . , v o l . 4 7 , N o . 5, 1963.
M a n e g o l d
E.
Kapillarsysteme.
Heidelberg,
1955.
M a r i e
K.
C r i t i q u e et I n t e r p r e t a t i o n des Mesures de Pression capillaire« R e v u e d e L ' i n s t i t u t f r a n c a i s d u p e t r o l e » , v . X V I I I , N 9, 1962.
M a x w e l l
J.
and
V e r r a 1 1 P.
L o w porosity may limit oil in deep
S a n d s . W o r l d O i l , v o l . 138, N o . 5, 6, 1954.
M с С о n n e 1 - S a u Ii d e г s
I.
T h e N a t u r e of C r u d e P e t r o l e u m , M e x i c o .
« S c i e n c e o f P e t r o l e u m » , O x f o r d U n i v e r s i t y P r e s s , N e w J o r k , v o l . 2, 1938.
M c L a t c h i e
A.,
H e m s t o c k
R . , Y о u n g F.
T h e effective c o m ­
p r e s s i b i l i t y of reservoir rock a n d its effects o n p e r m e a b i l i t y . J . of P e t r o l . T e c h n o ­
l o g y v o l . 10, J u n e , 1958.
M e 1с h e r A.
D e t e r m i n a t i o n of P o r e Space of O i l a n d gas Sands; T r a n s .
A I M E , N o . 65, 1921.
Size
361
M e s s е г Е.
Interstitial Water Determination by an Evaporation Method
F r a n s A I M E , v o l . 192, 1951.
M u s к a t M.
F l o w of homogenous fluids t h r o u g h porous media. N e w Y o r k
T o r o n t o , L o n d o n , 1937.
M u s к a t M.
P h y s i c a l p r i c i p l e s o f o i l p r o d u c t i o n . N e w Y o r k , 1949.
O s о b a
I.,
R i c h a r d s o n
I.
et all. L a b o r a t o r y measurements
of
relative permeability. Trans. A I M E ,
1951.
P a s s e g a
R.
T e x t u r y as C h a r a c t e r i s t i c o f c l a s t i c D e p o s i t i o n . B u l l . A m e r
A s s o c . P e t r o l . G e o l . , v o l . 41, N o . 9, 1957.
P e t t i j o h n
T.
S e d i m e n t a r y r o c k s . N e w Y o r k , 1949.
P o l l a r d
T.
R e i c h e r t z
P.
Basic methods and new developments.
B u l l . A m e r . A s s o c . P e t r o l . G e o l . , v o l . 36, N o . 2, 1952.
P u r c e l l
W.
Capillary
Pressures.
Their
Measurement
using
Mer­
c u r y a n d the c a l c u l a t i o n of p e r m e a b i l i t y
t h e r e f r o m . A I M E T e c h n . P u b . 2544,
1949.
R a i l
C
and T a l i a f e r r o
D.
A.
Method
for Determining Simulta­
n e o u s l y the O i l a n d W a t e r Saturations of O i l Sands, U . S. B u r . Mines R e p t .
Invest.,
1947.
R a m s a y
W.
T h e Significance of N i c k e l in P e t r o l e u m , Jour. Inst. Petr.
L o n d o n , v o l . 10, 1934.
R e i c h e r t z
P.
Apparatus
for
Measuring Interstitial Water Content,
P e r m e a b i l i t y a n d E l e c t r i c a l C o n d u c t i v i t y of W e l l Cores. U . S. P a t e n t 2, 539, 355,
23/1,
1951.
R i c h a r d s o n
I.
e t a l . L a b o r a t o r y D e t e r m i n a t i o n of Realdtive
Perme­
ability. A I M E
T e c h . , 1952.
R i e c k m a n n
M.
Zur Bewertung von
Speichergesteinen geringer Perm e a b i l i t a t . E r d o l u n d K o h l e , v o l . 16. N o . 6, 1963.
R i t t e r
L.,
D r a k e
R.
Pore Size Distribution in Porous Materials.
I n d . E n g y . C h e m . A n a l . , v o l . 17, 1945.
R o s e
W.
T h e o r e t i c a l generalizations leading to the e v a l n a t i o n of relative
p e r m e a b i l i t y . J . P e t r . T e c h n . , v o l . 1, N o . 5 , 1 9 4 9 .
R o s e
W.
and
W y l l i e
M.
A note o n the theoretical describution of
W e t t i n g l i q u i d r e l a t i v e p e r m e a b i l i t y d a t a . T r a n s . A I M E , v o l . 186, 1949.
R u s s e l
W.
A
quick method for determining porosity. Bull. A m e r . Assoc.
P e t r o l . G e o l . , v o l . 10, 1926.
S a c h a n e n
A.
T h e Chemical Constituents of Petroleum, R e i n h o l d P u ­
b l i s h i n g C o r p o r a t i o n , N e w Y o r k , 1945.
S c h e i d e g g e r
A.
T h e physics of f l o w through porous media. T o r o n t o ,
1957.
S c h i l t h u i s
R.
Connate W a t e r in O i l and Gas Sands. Trans.
A I M E
Petr. Development and Technol,
v o l . 127, 1938.
S c h l i c h t e r
C.
T h e r e t i c a l i n v e s t i g a t i o n of t h e m o t i o n of g r a u n d w a t e r ;
u . s. g e o l . S u r v e y . 1 9 t h A n n u a l R e p . , 1899.
S l o b o d
R.
C h a m b e r s
A.
P r e h n
W.
Use of centrifuge for
d e t e r m i n i n g connate w a t e r , residual oil a n d c a p i l l a r y pressure curxes of
Small
c o r e S a m p l e s . T r a n s . A I M E , v o l . 192, 1951.
S t e v e n s
A.
N e w device for d e t e r m i n i n g porosity b y the gas
expansion
m e t h o d . T e c h . P u b l . 1061. T r a n s . A I M E , M a y , 1939.
S t e w a r t
C
et a l . D e t e r m i n a t i o n of L i m e s t o n e P e t f o r m a n c e C h a r a c t e r i ­
stics b y M o d e l F l o w T e s t s . A I M E T e c h n . , 1953.
S t o c k d a l e
P.
T h e s t r a t i g r a p h i c s i g n i f i c a n c e o f s o l u t i o n i n r o c k s . I. G e o l . ,
v o l . 34, 1926.
T a y l o r
I.
Pore space reduction i n Sandstones. B u l l . A m e r . Assoc. Pet­
r o l . G e o l . , N o . 4, 1950.
T a y l o r
I . S o m e aspects of diagenesis. A d v a n c e m e n t S o i , v o l . 20, N o . 87,
1964.
T h о m e e r
I.
I n t r o d u c t i o n of a Pore geometrical F a c t o r Defined b y the
C a p i l l a r y P r e s s u r e C u r v e . I . o f P e t r o l . T e c h n . , v o l . 1, N o . 3 , 1 9 6 0 .
T h o r n t o n
O.
and
M a r s h a l l
D.
Estimating Interstitial
Water
b y t h e C a p i l l a r y M e t h o d , A I M E T e c h . P u b . 2126, 1947.
362
V e r s l u y s
I.
D i e K a p p i l l a r i t a t der Boden. Inst. M i t t . Bodenk., v o l . 7
1917.
W a l d s c h m i d t
W.,
F i t z g e r a l d
P.,
L u n s f o r d
C
Classi­
fication of porosity and fractures in reservoir rocks. B u l l . A m e r . Assoc. Petr. G e o l . ,
v o l . 4 0 , N o . 5, 1 9 5 6 .
W a l d o
A.,
Y u s t e r
S. B u l l . A m e r . Assoc. P e t r o l . G e o l . , v o l . 21, 1937.
W a s h b u r n
E.
and
B u n t i n g
E.
Determination
of P o r o s i t y
by
t h e M e t h o d o f G a s E x p a n s i o n . J . A m e r . C e r a m . S o c , v o l . 5, 1922.
W e a v e r
C
Possible uses of c l a y m i n e r a l s i n search for o i l . , —
Bull.
A m e r . A s s o c . P e t r o l . G e o l . , v o l . 44, N o . 9, 1960.
W e 1 g e H.
and B r u c e
W.
T h e restored state m e t h o d for d e t e r m i n a t i o n
of o i l i n place a n d C o n n a t e W a t e r . D r i l l i n g a n d p r o d u c t i o n Practices. A m e r i c a n
P e t r o l e u m I n s t i t u t e , 1947.
W e l l e r
I.
Compaction of sediments. B u l l . A m e r . Assoc. Petrol. G e o l . ,
v o l . 43, 1959.
W у 1 1 i e M.
and S p a n g l e r
M.
A p p l i c a t i o n of E l e c t r i c a l R e s i s t i v i t y
M e a s u r e m e n t s to P r o b l e m of F l u i d F l o w i n P o r o u s M e d i a ; B u l l . A m e r .
Assoc.
P e t r o l . G e o l . , v o l . 36, N o . 2, 1952.
r
О Г Л А В Л Е Н И Е
Стр.
Предисловие
3
Свойства пород-коллекторов нефти и газа
Г л а в а
I.
Породы-коллекторы
нефти
и
газа
Общие сведения. Т и п ы пород-коллекторов
Формирование
осадочных
пород
и
их текстурно-структурные
ности
З а л е ж и нефти и газа и продуктивные п л а с т ы
Г л а в а
II.
Изучение
дисперсности
5
5
особен­
11
17
пород-коллекторов
22
Общие
сведения
Методы
гранулометрического
анализа
Изучение
гранулометрического
состава в ш л и ф а х
Ситовой
анализ
песков
Гидравлические методы
Определение
карбонатности пород
И з о б р а ж е н и е и интерпретация гранулометрического состава
Использование данных гранулометрического анализа д л я
определения
суммарной мощности песчаных о т л о ж е н и й , тонко и часто
переслаива­
емых глинами
К л а с с и ф и к а ц и я глинисто-алеврито-песчаных пород, основанные на раз­
мере и г р у п п и р о в к е г р а н у л о м е т р и ч е с к и х ф р а к ц и й
Г л а в а
III.
Пористость
.
.
.
.
Г л а в а
IV.
Проницаемость
364
32
38
42
О б щ и е сведения. Пористость терригенных и карбонатных пород . . . .
Классификация пород-коллекторов
по
структурным
признакам . . .
В и д ы п о р и с т о с т и и ее и з м е р е н и е
Изучение пустотного пространства карбонатных и других
трещиноватых
пород
Сопоставление результатов измерения пористости различными методами
П р и н ц и п ы выделения коллекторов и определения пористости с помощью
геофизических методов
Общие
сведения.
Закон Дарси
Виды
проницаемости
Проницаемость линейных и радиальных систем
Проницаемость
радиальных
систем
Проницаемость
параллельных
пластов
Проницаемость последовательно соединенных пластов
Проницаемость
неоднородных
радиальных
систем
Проницаемость
круглых
каналов
Проницаемость трещин
Проницаемость
при
фильтрации
газа
Измерение
проницаемости
керна
22
23
23
25
25
29
29
,
42
53
58
61
67
69
81
81
92
93
94
95
95
96
96
97
99
100
Стр.
Определение проницаемости и пористости
по данным исследования
сква­
жин
Изучение фильтрационных свойств несцементированных и слабо сцементи­
рованных песчаных пород
Глава
V.
Элемента
механики
пласта
и
характеристика
104
104
вмещающих
флюидов
108
Общие сведения. Источники пластовой энергии
Давление
Температура
Капиллярные силы
Упругие
свойства
горных
пород
Прочность п р и различных деформациях
Влияние в н е ш н е г о д а в л е н и я н а п о р и с т о с т ь и п р о н и ц а е м о с т ь
Свойства пластовых жидкостей и газов
Состав и свойства природных углеводородов
Состав и свойства пластовой воды
108
110
И З
114
118
123
124
131
131
136
Г л а в а
Водо-,
V I .
нефте-
.
.
.
.
.
.
.
.
и газонасыщенность
Общие сведения. Остаточная вода
В и д ы в о д ы и ее р а с п р е д е л е н и е в н е ф т е г а з о н о с н ы х г о р н ы х
Свойства и состав воды
Методы определения водо-, нефте- и газонасыщенности
Прямые методы
Косвенные методы
Насыщенность
и
проницаемость
Остаточная
водонасыщенность
и проницаемость
Относительная
проницаемость
Методы измерения относительной проницаемости
Вытеснение нефти
Диффузионная
проницаемость
Г л а в а
V I I . Геометрия
терий
оценки
коллекторских
пород
порового
пространства
свойств
.
горных
породах
пород
как
V I I I . Основные
понятия
139
141
148
151
151
153
165
165
170
173
180
181
кри­
188
Общие сведения
Исследование геометрии порового пространства
Прямые методы
Косвенные методы
. . . . . . . . . .
... . . . . .
Корреляция данных,
характеризующих
емкостные и
фильтрационные
свойства горных пород
Оценочные классификации к о л л е к т о р о в н е ф т и и г а з а , о с н о в а н н ы е н а к о р ­
реляционных связях проницаемости с параметрами, характеризующими
поровое пространство пород
О структуре поровых пространств и о ф и л ь т р у ю щ и х свойствах
глинистых
газонефтеупоров
Г л а в а
данных
139
о статистической
обработке
188
188
189
192
219
229
237
фактических
246
Породы-коллекторы нефти и газа Русской платформы и сопредельных
областей юга СССР
П о р о д ы - к о л л е к т о р ы
п л а т ф о р м ы
Г л а в а
частей
I X .
Породы-коллекторы
Русской
нефтегазоносный
нефтегазоносный
и
г а з а
Р у с с к о й
254
нефти
и газа
платформы
Волго-Уральский
Прикаспийский
н е ф т и
восточной
и
юго-восточной
258
бассейн
258
бассейн
280
365
Стр.
X.
Породы
перспективных
на
районов
и коллекторы
нефти
Г л а в а
тральных
Русской
нефть
и газа
и газ
отложений
северо-восточной
Цен­
части
платформы
.
С р е д н е - Р у с с к и й возможно нефтегазоносный бассейн
Средний девон (терригенная часть живетского яруса)
В е р х н и й девон (терригенная часть франского яруса)
Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн
Г л а в а
X I .
Породы-коллекторы
впадины
и юго-западной
окраины
283
283
285
287
нефти
и газа
Русской
платформы
Днепровско-Донецкой
289
Днепровско-Донецкий
нефтегазоносный
бассейн
Нефтегазоносные бассейны юго-западной окраины Русской платформы .
П о р о д ы - к о л л е к т о р ы
н е ф т и
и
г а з а
э п и г е р ц и н с к о й
п л а т ф о р м ы
ю г а
СССР
и
Ю ж н о - К а с п и й с к о й
н е ф ­
т е г а з о н о с н о г о
б а с с е й н а
Г л а в а
Породы-коллекторы
X I I .
Kубанского
нефтегазоносного
нефти
нефтегазоносная
Азово-Кубанская
нефтегазоносная
XIII.
газа
Породы-коллекторы
X I V . Породы-коллекторы
область
нефти
306
(Западное
и
газа
Каракумского
XV.
Породы-коллекторы
Предкавказье)
Южно-Каспийского
бассейна
. . .
бассейна—Южно-
314
314
325
бассейна
область
. . . .
330
330
331
332
нефтегазоносного
бассейна
Западная
308
Средне-Каспийского
нефтегазоносного
Центрально-Каракумская
нефтегазоносная
область
Мургабская нефтегазоносная область
Амударьинская
(Бухаро-Хивинская)
нефтегазоносная
Г л а в а
300
300
область
нефтегазоносного
бассейна
Западная часть Средне-Каспийского нефтегазоносного
Восточная часть Средне-Каспийского нефтегазоносного
Мангьтшлакско-Устюртская
нефтегазоносная область
Г л а в а
289
294
Причерноморско-
бассейна
Причерноморская
Г л а в а
и
283
338
часть
Восточная
Литература
часть
Южно-Каспийского
Южно-Каспийского
нефтегазоносного
нефтегазоносного
бассейна
бассейна
. . . .
. . . .
338
345
349
ХАНИН АРНОЛЬД
АРКАДЬЕВИЧ
ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА
И ИХ И З У Ч Е Н И Е
Редактор издательства А. Г. Ионель
Технический редактор В. Л . Прозоровская
Переплет художника Э. Г. Нусс
Корректор Г. Г. Вольтова
Сдано в набор 2 9 / V I I 1968 г.
Подписано в печать 1 2 / X I 1968 г.
Т-17104.
Формат 60 x 9 0
/
Печ. л. 2 3 .
Уч.-изд. л. 25,0.
Бумага № 1.
Индекс 1—4—1.
Заказ 221 1/820-7.
Тираж 1650 экз.
Цена 2 р. 57 к.
1
16
Издательство «Недра».
Москва, К - 1 2 , Третьяковский проезд, 1/19.
Ленинградская типография № 14
«Красный Печатник» Главполиграфнрома
Комитета по печати при Совете Министров СССР.
Московский проспект, 9 1 .
В издательстве «Недра»
готовятся к печати и выйдут
в свет в 1 9 6 9 году
новые книги по нефти и газу
Б У Р Ш Т А Р М. С , Б И З Н И Г А Е В А. Д. Образование
и размещение скоплений углеводородов в платформенных
условиях. 25 л. Ц. 2 р. 70 к.
Г У Р В И Ч И. И. Сейсмическая разведка. Изд. 2, перераб. и доп. 40 л. Ц. 1 р. 60 к.
ЖИЖЧЕНКО
исследовании
в
Ц. 4 р. 65 к.
Б . П. Методы
нефтегазоносных
стратиграфических
областях.
30 л.
КАЛИНКО М. К . Нефтегазоносность акваторий мира.
15 л. Ц. 1 р. 70 к.
МАШКОВИЧ К . А. Методы палеотектонических ис­
следований в практике поисков нефти и г а з а . 12 л.
Ц. 70 коп.
С подробными аннотациями на эти книги Вы можете
ознакомиться в тематическом плане издательства «Недра»
на 1969 год, который имеется во всех книжных магази­
н а х , распространяющих научно-техническую литературу.
Заказ на эти книги можно оформить в местных магази­
нах книготорга. При поступлении книг в продажу Вы
будете извещены.
Издател ъство
«НЕДРА»
Похожие документы
Флюидальность вулканогенно-обломочных пород даниловской
Флюидальность вулканогенно-обломочных пород даниловской
Глинистые породы.
Глинистые породы.
Скачать
реклама